Guía sobre el Biogás - desde la producción

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Guía sobre el Biogás
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Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR)
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Alemania
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Con el apoyo del Ministerio Federal de Alimentación, Agricultura y
Protección al Consumidor en base a una decisión del Parlamento
de la República Federal Alemana.
No. de pedido 632
FNR 2013
GUÍA SOBRE EL BIOGÁS DESDE LA PRODUCCIÓN HASTA EL USO
Desde la producción hasta el uso
La versión en español del “Leitfaden Biogas” fue patrocinada y financiada por los siguientes proyectos de
GIZ:
- Cooperación tecnológica en el sector energético
- Programa Gestión Ambiental Urbana e Industrial en México
Deutsche Gesellschaft für
Internationale Zusammenarbeit
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Publicado por Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR) con el apoyo del Ministerio Federal de
Alimentación, Agricultura y Protección al Consumidor en base a una decisión del Parlamento de la
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En representación de:
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Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR)
Editorial:
FNR, Abt. Öffentlichkeitsarbeit
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Quinta edición completamente revisada, Gülzow, 2010
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editor. Solo los autores, no el editor, son responsables de las conclusiones y resultados, así como de los conceptos y
recomendaciones en esta publicación.
1
Índice
Listas
Lista de figuras................................................................................................................................................................ 9
Lista de tablas................................................................................................................................................................ 12
Lista de colaboradores ................................................................................................................................................. 16
1
Propósito de la Guía .................................................................................. 17
M. KALTSCHMITT, F. SCHOLWIN
1.1
Objetivo........................................................................................................................................................... 17
1.2
Enfoque........................................................................................................................................................... 18
1.3
Contenidos ..................................................................................................................................................... 18
1.4
Grupos objetivo ............................................................................................................................................. 19
1.5
Definición del alcance................................................................................................................................... 19
1.5.1
Tecnología ......................................................................................................................................... 19
1.5.2
Sustratos ............................................................................................................................................ 20
1.5.3
Actualidad de los datos................................................................................................................... 20
1.5.4
Alcance de los datos ........................................................................................................................ 20
2
Fundamentos de la digestión anaeróbica ................................................. 21
J. FRIEHE, P. WEILAND, A. SCHATTAUER
2.1
Generación de biogás.................................................................................................................................... 21
2.2
Condiciones ambientales en el reactor....................................................................................................... 22
2.2.1
Oxígeno ............................................................................................................................................. 22
2.2.2
Temperatura ..................................................................................................................................... 23
2.2.3
Valor de pH ...................................................................................................................................... 24
2.2.4
Suministro de nutrientes................................................................................................................. 24
2.2.5
Inhibidores ........................................................................................................................................ 25
2.3
Parámetros operativos.................................................................................................................................. 27
2.3.1
Tasa de carga orgánica y tiempo de retención del digestor ...................................................... 27
2.3.2
Productividad, rendimiento y grado de degradación................................................................ 28
2.3.3
Mezclado ........................................................................................................................................... 29
2.3.4
Potencial de generación de gas y actividad metanogénica........................................................ 29
2.4
Referencias ..................................................................................................................................................... 31
3
Guía sobre el Biogás - desde la producción hasta el uso
3
Tecnología de la planta para la recuperación del biogás .........................33
J. POSTEL, U. JUNG, EL. FISCHER, F. SCHOLWIN, T. WEIDELE,
H. GATTERMANN, A. SCHATTAUER, P. WEILAND
3.1
Características de diversas variantes del procedimiento y sus distinciones ........................................ 33
3.1.1
Contenido de materia seca del sustrato para digestión.............................................................. 33
3.1.2
Tipo de alimentación ....................................................................................................................... 34
3.1.3
Números de fases del proceso y de etapas del proceso.............................................................. 35
3.2
Ingeniería del proceso................................................................................................................................... 35
3.2.1
Manejo del sustrato.......................................................................................................................... 37
3.2.2
Recuperación del biogás ................................................................................................................. 55
3.2.3
Almacenamiento de sustrato digerido.......................................................................................... 70
3.2.4
Almacenamiento del biogás recuperado ...................................................................................... 73
3.3
Códigos de ingeniería relevantes ................................................................................................................ 76
3.4
Referencias...................................................................................................................................................... 77
4
Descripción de sustratos seleccionados ......................................................78
J. FRIEHE, P. WEILAND, A. SCHATTAUER
4.1
Sustratos agrícolas......................................................................................................................................... 78
4.1.1
Bosta ................................................................................................................................................... 78
4.1.2
Cultivos energéticos......................................................................................................................... 79
4.2
Sustratos de la industria de procesamiento agrícola................................................................................ 82
4.2.1
Producción de cerveza..................................................................................................................... 82
4.2.2
Producción de alcohol ..................................................................................................................... 83
4.2.3
Producción de biodiesel .................................................................................................................. 83
4.2.4
Procesamiento de papa (producción de almidón) ...................................................................... 83
4.2.5
Producción de azúcar ...................................................................................................................... 84
4.2.6
Sub-productos provenientes del procesamiento de las frutas................................................... 85
4.3
Sub-productos puramente basados en plantas de acuerdo con la EEG ................................................ 85
4.4
Datos de los materiales y rendimientos de gas de sub-productos puramente basados en plantas .. 86
4.5
Podas y recortes de pastos ........................................................................................................................... 86
4.6
Material proveniente del paisaje ................................................................................................................. 86
4.7
Referencias...................................................................................................................................................... 87
4.8
Anexo .............................................................................................................................................................. 89
5
Operación de las plantas de biogás ..........................................................90
J. LIEBETRAU, J. FRIEHE, P. WEILAND, A. SCHREIBER
5.1
Parámetros para monitorizar el proceso biológico................................................................................... 90
5.1.1
Tasa de producción de biogás ........................................................................................................ 91
5.1.2
Composición del gas........................................................................................................................ 91
5.1.3
Temperatura...................................................................................................................................... 92
5.1.4
Volumen del insumo y niveles de llenado ................................................................................... 92
5.1.5
Caracterización del sustrato ........................................................................................................... 93
5.1.6
Determinación de la concentración de ácidos orgánicos ........................................................... 94
5.1.7
Valor de pH....................................................................................................................................... 95
5.1.8
Concentraciones de oligoelementos .............................................................................................. 96
5.1.9
Nitrógeno, amonio, amoníaco........................................................................................................ 96
5.1.10 Capas de lodo líquido flotante ....................................................................................................... 98
5.1.11 Formación de espuma ..................................................................................................................... 98
5.1.12 Evaluación del proceso.................................................................................................................... 98
4
Índice
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
6
Monitorización y automatización de la planta ......................................................................................... 99
5.2.1
Sistema en bus ................................................................................................................................ 100
5.2.2
Planeamiento de la configuración ............................................................................................... 100
5.2.3
Aplicaciones/visualización ........................................................................................................... 101
5.2.4
Adquisición de datos..................................................................................................................... 102
5.2.5
Control del proceso de retroalimentación.................................................................................. 102
Control del proceso en el arranque y en la operación estándar ........................................................... 104
5.3.1
Operación estándar........................................................................................................................ 104
5.3.2
Arranque ......................................................................................................................................... 105
Manejo de la perturbación ......................................................................................................................... 109
5.4.1
Causas de las perturbaciones del proceso.................................................................................. 109
5.4.2
Perturbaciones del proceso de manejo ....................................................................................... 111
5.4.3
Manejo de fallas y problemas técnicos ....................................................................................... 113
Confiabilidad operativa ............................................................................................................................. 113
5.5.1
Seguridad ocupacional y seguridad de la planta ...................................................................... 113
5.5.2
Protección ambiental ..................................................................................................................... 116
Notas sobre la optimización de la planta................................................................................................. 117
5.6.1
Optimización técnica ..................................................................................................................... 118
5.6.2
Análisis de la eficiencia de la planta en conjunto (utilización del sustrato según
flujos de energía)............................................................................................................................ 119
5.6.3
Optimización económica .............................................................................................................. 119
5.6.4
Minimización de impactos ambientales ..................................................................................... 120
Referencias ................................................................................................................................................... 120
Procesamiento del gas y opciones de utilización .................................... 122
M. WEITHÄUSER, F. SCHOLWIN, ER. FISCHER, J. GROPE, T. WEIDELE, H. GATTERMANN
6.1
Purificación y procesamiento del gas....................................................................................................... 122
6.1.1
Desulfuración ................................................................................................................................. 122
6.1.2
Secado .............................................................................................................................................. 127
6.1.3
Remoción del dióxido de carbono............................................................................................... 128
6.1.4
Remoción del oxígeno ................................................................................................................... 131
6.1.5
Remoción de otros gases de traza................................................................................................ 131
6.1.6
Mejoramiento para alcanzar la calidad de gas natural............................................................. 131
6.2
Utilización para calor y energía combinados.......................................................................................... 132
6.2.1
Unidades de CHP pequeñas en paquete con motores de combustión interna..................... 132
6.2.2
Motores Stirling.............................................................................................................................. 140
6.2.3
Micro-turbinas de gas.................................................................................................................... 141
6.2.4
Celdas de combustible .................................................................................................................. 142
6.2.5
Utilización de calor residual en unidades de CHP dirigidas a energía ................................. 143
6.3
Inyección de gas en una red ...................................................................................................................... 145
6.3.1
Inyección en la red de gas natural ............................................................................................... 145
6.3.2
Alimentación a micro-redes de gas ............................................................................................. 147
6.4
Combustible para vehículos de motor ..................................................................................................... 147
6.5
Uso térmico del biogás ............................................................................................................................... 147
6.6
Referencias ................................................................................................................................................... 148
5
7
Marco legal y administrativo ....................................................................150
H. VON BREDOW
7.1
Promoción de la electricidad proveniente de la biomasa...................................................................... 150
7.1.1
El sistema de bonos de acuerdo con la EEG............................................................................... 150
7.2
Conexión a la red y alimentación de electricidad................................................................................... 151
7.2.1
Conexión a la red ........................................................................................................................... 151
7.2.2
Gestión de la alimentación............................................................................................................ 153
7.2.3
Alimentación de energía eléctrica y venta directa .................................................................... 153
7.3
Tarifas de la EEG ......................................................................................................................................... 154
7.3.1
Base para determinar los pagos ................................................................................................... 154
7.3.2
Definiciones de planta y fecha de puesta en marcha - determinar correctamente
el nivel de pago............................................................................................................................... 155
7.3.3
Nivel de pagos tarifarios en detalle............................................................................................. 158
7.4
Procesamiento y alimentación de gas....................................................................................................... 164
7.4.1
Requisitos para el pago de la tarifa de la EEG ........................................................................... 164
7.4.2
Transporte desde el punto de suministro hasta la unidad de CHP ....................................... 165
7.4.3
Marco legal para la conexión y uso de la red............................................................................. 166
7.5
Recuperación y suministro de calor ......................................................................................................... 166
7.5.1
Marco legal...................................................................................................................................... 167
7.5.2
Suministro de calor ........................................................................................................................ 167
7.5.3
Redes de calor................................................................................................................................. 167
7.6
Lectura adicional recomendada ................................................................................................................ 168
7.7
Lista de fuentes ............................................................................................................................................ 168
8
Economía...................................................................................................170
S. HARTMANN, B. WIRTH, A. NIEBAUM, H. DÖHLER, U. KEYMER, G. REINHOLD
8.1
Descripción de plantas modelo - supuestos y parámetros clave.......................................................... 170
8.1.1
Capacidad de planta ...................................................................................................................... 170
8.1.2
Sustratos .......................................................................................................................................... 170
8.1.3
Diseño biológico y técnico ............................................................................................................ 173
8.1.4
Parámetros técnicos y de proceso ................................................................................................ 174
8.1.5
Inversión de unidades funcionales para plantas modelo ........................................................ 174
8.2
Rentabilidad de las plantas modelo.......................................................................................................... 175
8.2.1
Ingresos............................................................................................................................................ 175
8.2.2
Costos............................................................................................................................................... 178
8.2.3
Análisis de costos / ingresos ......................................................................................................... 181
8.3
Análisis de sensibilidad.............................................................................................................................. 183
8.4
Rentabilidad de vías seleccionadas de utilización del calor ................................................................. 184
8.4.1
Utilización del calor para el secado ............................................................................................. 185
8.4.2
Utilización del calor para calentar invernaderos....................................................................... 188
8.4.3
Utilización del calor para los esquemas municipales de calefacción local ............................ 188
8.5
Clasificación cualitativa de varias vías de utilización del calor ........................................................... 191
8.6
Referencias.................................................................................................................................................... 191
6
Índice
9
Organización del negocio agrícola.......................................................... 192
G. REINHOLD, S. HARTMANN, A. NIEBAUM, R. STEPHANY, P. JÄGER, M. SCHWAB
9.1
Re-estructuración de un fundo agrícola—prospectos futuros y enfoques de optimización............ 194
9.1.1
Selección de un sitio apropiado para la planta.......................................................................... 194
9.1.2
Impacto de una planta de biogás en la rotación de cultivos ................................................... 195
9.1.3
Necesidad de terreno y mano de obra ........................................................................................ 196
9.1.4
El tiempo como factor en la tecnología....................................................................................... 201
9.2
Referencias ................................................................................................................................................... 203
10
Calidad y utilización de digestato ........................................................... 204
H. DÖHLER, S. WULF, S. GREBE, U. ROTH, S. KLAGES, T. AMON
10.1
Propiedades del digestato.......................................................................................................................... 204
10.1.1 Propiedades, nutrientes y sustancias que proporcionan valor ............................................... 204
10.1.2 Contaminantes ............................................................................................................................... 205
10.1.3 Propiedades higiénicas ................................................................................................................. 205
10.2
Almacenamiento del digestato.................................................................................................................. 207
10.2.1 Emisiones de amoníaco................................................................................................................. 207
10.2.2 Emisiones dañinas para el medio ambiente............................................................................... 207
10.3
Utilización del digestato en la tierra agrícola.......................................................................................... 211
10.3.1 Disponibilidad y efecto nutriente del nitrógeno ....................................................................... 211
10.3.2 Medidas para reducir las pérdidas de amoníaco luego de la aplicación de digestatos
en el campo ..................................................................................................................................... 211
10.4
Tratamiento de digestatos.......................................................................................................................... 213
10.4.1 Técnicas de tratamiento ................................................................................................................ 214
10.4.2 Utilización de digestatos tratados ............................................................................................... 217
10.4.3 Comparación de los procesos de tratamiento del digestato.................................................... 218
10.5
Referencias ................................................................................................................................................... 219
11
Realización del proyecto .......................................................................... 221
ER. FISCHER, F. SCHOLWIN, A. NIEBAUM, A. SCHATTAUER
11.1
Formulación conceptual y diseño del proyecto...................................................................................... 221
11.2
Estudio de factibilidad................................................................................................................................ 223
11.2.1 Disponibilidad del sustrato .......................................................................................................... 223
11.2.2 Selección del sitio ........................................................................................................................... 223
11.3
Logística del flujo de materiales................................................................................................................ 226
11.3.1 Selección de la tecnología ............................................................................................................. 226
11.3.2 Utilización de gas........................................................................................................................... 226
11.3.3 Evaluación y toma de decisiones................................................................................................. 228
11.4
Referencias ................................................................................................................................................... 229
7
12
Importancia del biogás como fuente de energía renovable
en Alemania..............................................................................................230
M. KALTSCHMITT, F. SCHOLWIN, J. DANIEL-GROMKE, B. SCHUMACHER,
A. SCHEUERMANN, R. WILFERT
12.1
Producción de biogás como opción para generar energía de la biomasa ........................................... 230
12.2
Rol ecológico y sostenibilidad de la producción y utilización de biogás............................................ 231
12.3
Condición actual de la producción y utilización en Alemania............................................................. 233
12.3.1 Número y capacidad de las plantas ............................................................................................ 233
12.3.2 Uso y tendencias del biogás.......................................................................................................... 235
12.3.3 Sustratos .......................................................................................................................................... 236
12.4
Potencial........................................................................................................................................................ 237
12.4.1 Potencial técnico de la energía primaria..................................................................................... 237
12.4.2 Potencial técnico de la energía final ............................................................................................ 238
12.5
Panorama ...................................................................................................................................................... 238
12.6
Referencias.................................................................................................................................................... 240
Glosario ........................................................................................................................................................................ 241
Lista de abreviaciones ................................................................................................................................................ 244
Direcciones de Instituciones...................................................................................................................................... 246
8
1
Lista de figuras
Figura 2.1:
Figura 2.2:
Representación esquemática de la descomposición anaeróbica................................................................ 21
Correlación entre la tasa de carga orgánica y el tiempo de retención hidráulica para
diversas concentraciones de sustrato............................................................................................................. 28
Figura 3.1:
Figura 3.2:
Figura 3.3:
Figura 3.4:
Figura 3.5:
Figura 3.6:
Figura 3.7:
Figura 3.8:
Figura 3.9:
Esquema del proceso de flujo continuo......................................................................................................... 34
Esquema del proceso combinado de flujo continuo/tanque tampón ....................................................... 35
Proceso general de recuperación del biogás; tal como se describe en. ..................................................... 36
Esquema de una planta de recuperación de biogás agrícola para co-sustratos ..................................... 37
Separador en tubo para los materiales densos ............................................................................................ 39
Receptor con aflojador .................................................................................................................................... 39
Molino batidor y molino de rodillo para el triturado de sustratos sólidos ............................................. 41
Triturado de sustrato en tuberías (con dispositivo de triturado de placa perforada) ........................... 42
Bomba sumergible con bordes cortantes en el rotor como ejemplo de dispositivo de triturado
y bomba combinados en una unidad integrada ......................................................................................... 44
Higienización con re-enfriamiento................................................................................................................. 44
Bomba según la planta de biogás ................................................................................................................... 45
Bomba de tornillo de rotor único excéntrico ............................................................................................... 46
Bomba de desplazamiento rotatorio (izquierda), principio operativo (derecha) ................................... 47
Pre-digestor o pozo de recepción en la alimentación ................................................................................. 49
Alimentación indirecta de sólidos (esquema) ............................................................................................. 51
Alimentación directa de sólidos (esquema) ................................................................................................. 51
Las bombas de tolva con bombas de desplazamiento rotatorio integrado (izquierda)
y bomba de tornillo de rotor único excéntrico (derecha)............................................................................ 51
Alimentación de biomasa apilable al digestor con alimentador de ariete .............................................. 52
Alimentación de biomasa apilable dentro del digestor con transportadores de tornillo ..................... 53
Tuberías, válvulas y accesorios de la estación de bombeo, y válvulas de cierre .................................... 54
Plataforma de trabajo entre dos tanques y dispositivos de alivio de presión (izquierda);
tubería de gas con compresora de soplado de aire (derecha) ................................................................... 55
Reactor con tanque de agitación con agitador de eje largo y otros elementos internos ........................ 57
Reactor de flujo de pistón (digestión húmeda) ........................................................................................... 57
Reactor de flujo de pistón (digestión seca) ................................................................................................... 57
Reactores de flujo de pistón; ejemplos en campo, cilíndrico (izquierda), sección de caja,
con reservorio de gas superior (derecha) ..................................................................................................... 58
Ejemplo de digestores de caja; batería de digestores y puerta de digestor de caja ................................ 58
Digestor de dos cámaras.................................................................................................................................. 58
Ejemplos de construcciones especiales de digestión seca; reactor de lotes secuenciales (izquierda),
digestor de caja con tanque con agitación (centro), etapa de metanización del proceso de
digestión seco/húmedo y tanque externo de almacenamiento de gas (derecha) ................................... 60
Un digestor de concreto en construcción ..................................................................................................... 60
Figura 3.10:
Figura 3.11:
Figura 3.12:
Figura 3.13:
Figura 3.14:
Figura 3.15:
Figura 3.16:
Figura 3.17:
Figura 3.18:
Figura 3.19:
Figura 3.20:
Figura 3.21:
Figura 3.22:
Figura 3.23:
Figura 3.24:
Figura 3.25:
Figura 3.26:
Figura 3.27:
Figura 3.28:
Figura 3.29:
9
Figura 3.30:
Figura 3.31:
Figura 3.41:
Un digestor de acero especial en construcción ............................................................................................ 62
Propulsor SMA (izquierda), sistema de tubo guía (centro), rotor de cuchillas
grandes SMA (derecha) ................................................................................................................................... 64
Agitadores de eje largo con dos cuchillas de agitación con y sin soporte del extremo del eje
en el fondo del digestor .................................................................................................................................. 65
Agitador axial ................................................................................................................................................... 66
Agitador de paletas ......................................................................................................................................... 66
Separador de tornillos ..................................................................................................................................... 67
Dispositivos para impedir la interrupción de la extracción de gas. El ingreso de la tubería
de gas con la apertura de la toma hacia arriba ............................................................................................ 68
Tubos de calentamiento de acero especial tendidos en el digestor (adentro) (izquierda);
instalación de tubos de calentamiento en la pared del digestor (derecha) ............................................. 71
Tanque de almacenamiento de láminas plásticas ....................................................................................... 74
Estructura del soporte de un techo flotante (izquierda) planta de biogás con tanques
de techos flotantes ............................................................................................................................................ 75
Ejemplo de un tanque de almacenamiento de láminas plásticas independientes con dos
espesores de láminas plásticas ....................................................................................................................... 75
Bengala de almacenamiento de una planta de biogás ................................................................................ 76
Figura 5.1:
Figura 5.2:
Figura 5.3:
Figura 5.4:
Figura 5.5:
Figura 5.6:
Figura 5.7:
Figura 5.8:
Inhibición de la metanogénesis a partir del ácido acético por NH3 ......................................................... 97
Representación esquemática de monitorización de la planta .................................................................. 101
Régimen de carga para el arranque.............................................................................................................. 106
Progreso de la fase de arranque, digestor 1 ................................................................................................ 108
Progreso de la fase de arranque del digestor 1 con una deficiencia de oligoelementos. ..................... 109
Optimizaciones posibles ................................................................................................................................ 118
Figura 6.1:
Figura 6.2:
Figura 6.3:
Figura 6.4:
Figura 6.5:
Figura 6.6:
Figura 6.7:
Figura 6.8:
Figura 6.9:
Figura 6.10:
Figura 6.11:
Figura 6.12:
Figura 6.13:
Figura 6.14:
Sistemas de control del gas por inyección de aire en el espacio de gas del digestor ........................... 124
Torres externas de desulfuración biológica, a la derecha de un contenedor de gas ............................ 125
Planta de tratamiento de biogás (limpieza con Genosorb) en Ronnenberg .......................................... 130
Diseño esquemático de una unidad de CHP ............................................................................................. 132
Unidad de CHP de biogás, módulo compacto independiente con bengala de emergencia ............... 132
Eficiencia eléctrica de las unidades de CHP de biogás ............................................................................ 136
Distribuidor de calor ..................................................................................................................................... 137
Unidad de CHP con tren de control de gas ............................................................................................... 138
Instalación de una unidad de CHP bajo techo y en un contenedor de CHP ........................................ 140
Principio operativo de un motor Stirling . .................................................................................................. 141
Construcción de una micro-turbina de gas ................................................................................................ 141
Principio operativo de una celda de combustible ..................................................................................... 142
Diagrama funcional de un refrigerador de absorción ............................................................................... 144
Ejemplo de un refrigerador de absorción en una planta de biogás ........................................................ 145
Figura 8.1:
Usos del calor residual proveniente de las plantas biogás que operan con procesos de CHP .......... 184
Figura 9.1:
Figura 9.2:
Figura 9.3:
Opciones disponibles al agricultor para la producción de biogás........................................................... 192
Parámetros que influyen en la elección de la ubicación de la planta ..................................................... 195
Tiempos de trabajo específicos requeridos para varias ramas de producción con producción
integrada del biogás ...................................................................................................................................... 196
Tiempo de trabajo requerido para la supervisión de una planta ........................................................... 199
Tiempo de trabajo requerido para la supervisión y mantenimiento de una planta ............................ 199
Cuadro de tiempos de trabajo requeridos para la planta modelo III...................................................... 202
Figura 3.32:
Figura 3.33:
Figura 3.34:
Figura 3.35:
Figura 3.36:
Figura 3.37:
Figura 3.38:
Figura 3.39:
Figura 3.40:
Figura 9.4:
Figura 9.5:
Figura 9.6:
10
Lista de figuras
Figura 10.1:
Figura 10.2:
Figura 10.3:
Figura 10.4:
Figura 10.5:
Figura 10.6:
Figura 10.7:
Correlación entre el potencial relativo de gas residual a 20 - 22 °C y el tiempo
de retención hidráulica ................................................................................................................................. 208
Aplicador de manguera remolcada ............................................................................................................. 212
Aplicador de zapata remolcada.................................................................................................................... 212
Aplicado cortador........................................................................................................................................... 212
Inyector de bosta............................................................................................................................................. 213
Periodos de aplicación de digestatos en el campo..................................................................................... 214
Clasificación de los procesos de tratamiento por tipo .............................................................................. 215
Figura 11.1:
Figura 11.2:
Figura 11.3:
Figura 11.4:
Pasos en la realización de un proyecto de producción y utilización de biogás .................................... 221
Enfoque general para un proyecto de planta de biogás ........................................................................... 222
Criterios para un estudio de factibilidad de una planta de biogás ......................................................... 223
Criterios para la selección del sitio............................................................................................................... 224
Figura 12.1:
Figura 12.2:
Opciones para utilizar biomasa para el suministro de energía final / energía útil............................... 231
Emisiones de gas de efecto invernadero (kg CO2 equivalente a/kWhel) provenientes
de las plantas de biogás modelo comparadas con mezclas de electricidad en Alemania .................. 232
Crecimiento en la construcción de plantas de biogás en Alemania hasta 2009
(número de plantas diferenciadas por clase de capacidad y capacidad eléctrica instalada
de las plantas en MWel) ................................................................................................................................. 234
Capacidad eléctrica instalada en relación con el área de terreno agrícola [kWel/1.000 de
terreno agrícola] en los estados federados alemanes ............................................................................... 235
Insumo de sustrato basado en masa en plantas biogás (encuesta a operadores 2009) ........................ 236
Uso de cultivos energéticos basados en masa como sustrato en plantas de biogás
(encuesta a operadores 2009) ....................................................................................................................... 236
Potencial técnico de la energía primaria respecto del biogás en Alemania en 2007 y 2020................. 238
Figura 12.3:
Figura 12.4:
Figura 12.5:
Figura 12.6:
Figura 12.7:
11
1
Lista de tablas
Tabla 2.1:
Tabla 2.2:
Tabla 2.3:
Tabla 2.4:
Tabla 2.5:
Tabla 2.6:
Tabla 3.1:
Tabla 3.2:
Tabla 3.3:
Tabla 3.4:
Tabla 3.5:
Tabla 3.6:
Tabla 3.7:
Tabla 3.8:
Tabla 3.9:
Tabla 3.10:
Tabla 3.11:
Tabla 3.12:
Tabla 3.13:
Tabla 3.14:
Tabla 3.15:
Tabla 3.16:
Tabla 3.17:
Tabla 3.18:
Tabla 3.19:
Tabla 3.20:
Tabla 3.21:
Tabla 3.22:
Tabla 3.23:
Tabla 3.24:
12
Concentraciones favorables de oligoelementos de acuerdo con diversas fuentes referenciales............ 25
Inhibidores en procesos de descomposición anaeróbica y concentraciones perjudiciales .................... 26
Rendimiento de biogás y concentración de metano específicos de los grupos
de sustancias respectivas ................................................................................................................................. 30
Parámetros para ensilaje de pasto ................................................................................................................... 30
Rendimientos de biogás y metano a partir de ensilaje de pasto ................................................................. 30
Composición promedio del biogás ................................................................................................................. 31
Clasificación de los procesos para generar biogás de acuerdo con diferentes criterios .......................... 34
Almacenamiento de los sustratos antes de la digestión............................................................................... 38
Valores característicos y parámetros de procesos de la triturado en unidades
de recepción y medición combinadas ............................................................................................................. 40
Valores característicos y parámetros del proceso de los dispositivos externos de triturado ................. 40
Valores característicos y parámetros del proceso de los agitadores de triturado en el
pozo pre-digestor ............................................................................................................................................... 41
Valores característicos y parámetros del proceso de agitadores de triturado en las tuberías ................ 42
Valores característicos y parámetros del proceso de los dispositivos de triturado combinados
con tecnología de transportador en unidades integradas............................................................................ 43
Valores característicos y parámetros del proceso de los tanques de higienización ................................. 43
Valores característicos y parámetros del proceso de las bombas rotatorias ............................................ 46
Valores característicos y parámetros del proceso de las bombas de tornillo
de rotor único excéntrico .................................................................................................................................. 47
Valores característicos y parámetros del proceso de las bombas de desplazamiento rotatorio............. 48
Valores característicos y parámetros del proceso de los pozos pre-digestores ........................................ 48
Valores característicos y parámetros del proceso de alimentación por medio
de transportadores de tornillo.......................................................................................................................... 50
Propiedades de la bomba de tolva para alimentación de sólidos dentro del líquido entubado............ 52
Valores característicos y parámetros del proceso de los alimentadores de ariete.................................... 53
Valores característicos de las válvulas, accesorios y tubería para los tubos que retienen el líquido..... 54
Valores característicos de las válvulas, accesorios y tuberías para los tubos de retención de gas......... 54
Propiedades de los reactores de biogás con flujo de pistón ........................................................................ 56
Propiedades de los reactores de biogás de tanques con agitación ............................................................. 56
Valores característicos y parámetros del proceso del concreto para tanques en plantas de biogás ..... 61
Valores característicos y parámetros del proceso del acero para tanques en plantas de biogás............ 61
Valores característicos y parámetros del proceso de agitadores de tipo propulsor
de motor sumergido ......................................................................................................................................... 63
Valores característicos y parámetros del proceso de agitadores de eje largo ........................................... 64
Valores característicos y parámetros del proceso de agitadores parciales para plantas de biogás ....... 65
Lista de tablas
Tabla 3.25:
Tabla 3.26:
Tabla 3.27:
Tabla 3.28:
Tabla 3.29:
Tabla 3.30:
Tabla 3.31:
Tabla 3.32:
Tabla 3.33:
Tabla 3.34:
Tabla 3.35:
Tabla 3.36:
Tabla 4.1:
Tabla 4.2:
Tabla 4.3:
Tabla 4.4:
Tabla 4.5:
Tabla 4.6:
Tabla 4.7:
Tabla 4.8:
Tabla 4.9:
Tabla 5.1:
Tabla 5.2:
Tabla 5.3:
Tabla 5.4:
Tabla 5.5:
Tabla 5.6:
Tabla 5.7:
Tabla 5.8:
Tabla 5.9:
Tabla 6.1:
Tabla 6.2:
Tabla 6.3:
Tabla 6.4:
Tabla 6.5:
Tabla 6.6:
Tabla 6.7:
Tabla 6.8:
Tabla 6.9:
Valores característicos y parámetros del proceso de los agitadores de ruedas-paletas
en digestores verticales y horizontales ........................................................................................................... 66
Valores característicos y parámetros del proceso del mezclado neumático en digestores..................... 67
Valores característicos y parámetros del proceso del mezclado hidráulico en digestores ..................... 67
Sistemas de descarga y remoción de sedimentos ......................................................................................... 69
Separadores de gusano ..................................................................................................................................... 70
Valores característicos de los materiales de aislamiento ............................................................................. 70
Valores característicos de los materiales de aislamiento - ejemplos .......................................................... 70
Valores característicos y parámetros del proceso de los sistemas integrados de calentamiento .......... 71
Valores característicos y parámetros del proceso de los intercambiadores de calor externo ................ 72
Valores característicos y parámetros de las coberturas con planchas plásticas, incluyendo
algunos datos de ............................................................................................................................................... 72
Valores característicos y parámetros del proceso de los tanques externos de almacenamiento
de biogás incluyendo algunos datos de ......................................................................................................... 74
Valores característicos y parámetros del proceso de las bengalas de emergencia................................... 75
Concentración de nutrientes de varios tipos de bosta agrícola ................................................................. 79
Rendimiento de gas y metano provenientes de distintos tipos de bosta agrícola .................................. 79
Datos de los materiales de los cultivos energéticos seleccionados ............................................................ 81
Rendimientos de biogás de cultivos energéticos seleccionados ................................................................ 82
Rendimientos de biogás estándar de productos exclusivamente a partir de plantas
de acuerdo con la Lista Positiva de la EEG de 2009...................................................................................... 84
Datos de materiales de subproductos exclusivamente vegetales seleccionados...................................... 85
Rendimientos de biogás de sustratos seleccionados provenientes de la industria agrícola .................. 86
Propiedades de los materiales de podas y recortes ..................................................................................... 87
Vista de conjunto de las características del sustrato..................................................................................... 89
Valores límite para una concentración de ácidos permisible máxima....................................................... 94
Valores guía para oligoelementos ................................................................................................................... 96
Referencias en la literatura a las concentraciones inhibitorias de amoníaco ............................................ 97
Variables medidas y su disponibilidad .......................................................................................................... 99
Métodos de control de retroalimentación .................................................................................................... 103
Programa de medición para plantas de biogás para la monitorización del proceso biológico
(operación normal) .......................................................................................................................................... 105
Propiedades de los gases ............................................................................................................................... 113
Propiedades de los componentes del biogás .............................................................................................. 114
Efecto tóxico del sulfuro de hidrógeno ........................................................................................................ 115
Vista de conjunto de los métodos de desulfuración .................................................................................. 123
Valores característicos y parámetros del proceso para la desulfuración biológica en el digestor....... 123
Valores característicos y parámetros del proceso para las unidades externas
de desulfuración biológica ............................................................................................................................. 125
Valores característicos y parámetros del proceso para los limpiadores bioquímicos
de gases externos ............................................................................................................................................. 126
Valores característicos y parámetros del proceso para la desulfuración química interna.................... 126
Valores característicos para la desulfuración por medio de carbono activado ...................................... 127
Comparación de métodos de enriquecimiento de metano ....................................................................... 128
Valores característicos y parámetros del proceso de los motores de gas de ignición por chispa ........ 134
Valores característicos y parámetros del proceso para los motores de gas de ignición por piloto ..... 134
13
Tabla 6.10:
Normas de emisión especificadas por las Instrucciones Técnicas sobre el Control de Calidad
del Aire del 30 de julio de 2002 para las plantas con motores de combustión de acuerdo
con el ítem No. 1.4 (inclusive 1.1 y 1.2), IV Regulación de Implementación de la Ley de Control
de la Contaminación de Alemania (4. BImSchV) ....................................................................................... 135
Tabla 7.1:
Tabla 7.2:
Tarifas para plantas de biogás que se pusieron en marcha en 2011 ......................................................... 155
Rendimientos de biogás estándar de sub-productos puramente basados en plantas
de acuerdo con la Lista Positiva de la EEG (selección) .............................................................................. 160
Tabla 8.1:
Tabla 8.2:
Tabla 8.3:
Tabla 8.4:
Visión de conjunto y descripción de plantas modelo ................................................................................. 171
Características y precios del sustrato ............................................................................................................ 171
Sustratos utilizados en las plantas modelo ................................................................................................. 172
Supuestos para parámetros técnicos y relativos al proceso clave y variables de diseño
de las plantas modelo ...................................................................................................................................... 173
Tecnología incorporada de las plantas modelo ........................................................................................... 174
Parámetros técnicos y de proceso de las plantas modelo I a V ................................................................. 175
Parámetros técnicos y de proceso de las plantas modelo VI a X .............................................................. 176
Parámetros técnicos y de proceso de la planta modelo X .......................................................................... 176
Inversión de unidades funcionales para plantas modelo I a V ................................................................. 177
Inversión de unidades funcionales para plantas modelo VI a X .............................................................. 178
Derechos a pago para las plantas modelo a partir de puesta en marcha en 2011 .................................. 179
Análisis de costos - ingresos para plantas modelo I a V ............................................................................ 180
Análisis de costos / ingresos para plantas modelo VI a IX ........................................................................ 181
Análisis de costos para la planta modelo X.................................................................................................. 182
Análisis de sensibilidad para plantas modelo I a V .................................................................................... 183
Análisis de sensibilidad para plantas modelo VI a IX................................................................................ 184
Análisis costo / beneficio del secado de grano utilizando biogás o petróleo para calefacción
como portador de calor ................................................................................................................................... 185
Análisis costo / ingreso de métodos de secado de grano que utilizan el calor residual
proveniente de la unidad de CHP de biogás sin el bono de CHP ........................................................... 186
Análisis costo / ingreso de métodos de secado de grano que utilizan el calor residual
proveniente de la unidad de CHP de biogás con el bono de CHP .......................................................... 187
Ahorro en petróleo de calefacción para métodos de secado de granos que utilizan calor
residual de la unidad de CHP de biogás ...................................................................................................... 187
Demanda de calor anual de los invernaderos y utilización de calor residual potencial de una
planta de biogás de 500 kWel para distintos regímenes de cultivo y tamaño de invernaderos. .......... 189
Comparación de costos de suministro de calor para calefacción por petróleo de calefacción
y por calor residual proveniente de unidad de CHP de biogás con referencia al ejemplo de dos
tamaños de invernaderos con regímenes de cultivo 'fríos' ........................................................................ 189
Supuestos y parámetros clave para el suministro de calor en un esquema municipal de calefacción
local con carga base suministrada por el calor residual de CHP de biogás y por caldero de astillas
de madera ......................................................................................................................................................... 189
Inversión y costos de suministro de calor requeridos para el esquema municipal de calor local
en función del precio de venta del calor residual de CHP de biogás ...................................................... 190
Clasificación cualitativa de varias vías de utilización del calor ................................................................ 190
Tabla 8.5:
Tabla 8.6:
Tabla 8.7:
Tabla 8.8:
Tabla 8.9:
Tabla 8.10:
Tabla 8.11:
Tabla 8.12:
Tabla 8.13:
Tabla 8.14:
Tabla 8.15:
Tabla 8.16:
Tabla 8.17:
Tabla 8.18:
Tabla 8.19:
Tabla 8.20:
Tabla 8.21:
Tabla 8.22:
Tabla 8.23:
Tabla 8.24:
Tabla 8.25:
Tabla 9.1:
Tabla 9.2:
Tabla 9.3:
14
Condiciones generales a considerar para el planeamiento del sustrato .................................................. 193
Tierra requerida, capital inmovilizado y tiempo de trabajo requerido para varias ramas
de producción ................................................................................................................................................... 195
Secuencia de operaciones laborales y tiempos de trabajo requeridos para el proceso
de ensilaje de maíz ........................................................................................................................................... 198
Lista de tablas
Tabla 9.4:
Tabla 9.5:
Tabla 9.6:
Tabla 9.7:
Tabla 10.1:
Tabla 10.2:
Tabla 10.3:
Tabla 10.4:
Tabla 10.5:
Tabla 10.6:
Tabla 10.7:
Tabla 10.8:
Tabla 10.9:
Tabla 10.10:
Tabla 10.11:
Secuencia de operaciones laborales y tiempos de trabajo requeridos para el proceso
de producción de grano .................................................................................................................................. 198
Tiempo de trabajo requerido para la supervisión de plantas de biogás.................................................. 199
Tiempos de carga requeridos utilizando diversos tipos de equipo de carga ........................................ 201
Cálculo del tiempo / año de trabajo requerido para el procesamiento y carga del sustrato,
incluyendo los tiempos de configuración para la planta modelo III ....................................................... 201
Comparación de parámetros y propiedades que proporcionan valor de digestatos
y fertilizantes agrícolas .................................................................................................................................. 205
Comparación de concentraciones de metales pesados en digestatos y fertilizantes agrícolas ............ 206
Patógenos en bosta líquida y residuos orgánicos ...................................................................................... 206
Incidencia de salmonella en sustratos y digestatos de plantas de biogás ............................................... 206
Coberturas para tanques de almacenamiento de digestato para reducir emisiones de amoníaco...... 208
Potencial de gas residual de digestatos provenientes de plantas de biogás agrícola, basado en
rendimiento de metano por tonelada de insumo de sustrato; valores promedio así como
valores mínimos o máximos de 64 plantas operativas muestreadas como parte del programa II
de medición de biogás .................................................................................................................................... 209
Puntos de equilibrio para re-acondicionar cubiertas a prueba de fugas de gas en tanques
cilíndricos de almacenamiento de digestato: capacidad eléctrica instalada mínima requerida para
el punto de equilibrio en la inversión de varios re-acondicionamientos . .............................................. 210
Pérdidas acumulativas de amoníaco luego de la aplicación en el campo de fertilizantes de fundos
agrícolas sin trabajarlos con la tierra a diferentes temperaturas dentro de 48 horas ............................ 211
Reducción de pérdidas de amoníaco luego de la aplicación en el campo de digestatos líquidos ...... 213
Concentraciones de nutrientes de las fracciones, cálculos de modelos para procesos
de tratamiento .................................................................................................................................................. 218
Evaluación comparativa de los procesos de tratamiento del digestato................................................... 218
Paso 1: Preparación del diseño de proyecto.......................................................................................................................... 222
Paso 2: Elaboración del estudio de factibilidad .................................................................................................................... 224
Paso 3: Disponibilidad de sustratos ....................................................................................................................................... 225
Paso 4: Selección del sitio......................................................................................................................................................... 225
Paso 5: Logística del flujo de materiales ................................................................................................................................ 227
Paso 6: Selección de la tecnología ........................................................................................................................................... 227
Paso 7: Recuperación de la energía proveniente del biogás ............................................................................................... 227
Paso 8: Evaluación y toma de decisiones .............................................................................................................................. 228
Tabla 12.1:
Distribución regional de plantas de biogás en operación en Alemania en 2009 y capacidad
eléctrica instalada de las plantas (encuesta a institucionales estaduales realizada en 2010) ............... 234
15
1
Lista de
colaboradores
Nombre
Institución
Thomas Amon
University of Natural Resources and Life Sciences, Viena (BOKU)
Hartwig von Bredow
Schnutenhaus & Kollegen (estudio jurídico)
Jaqueline Daniel-Gromke
Deutsches BiomasseForschungsZentrum gGmbH (DBFZ)
Helmut Döhler
Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (KTBL)
Elmar Fischer
Erik Fischer
Jörg Friehe
Johann Heinrich von Thünen Institute (vTI)
Henrik Gattermann
Previamente: Institut für Energetik und Umwelt gGmbH (IE)
Sven Grebe
Johan Grope
Stefan Hartmann
Peter Jäger
Previamente: Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (KTBL)
Uwe Jung
Previamente: Deutsches BiomasseForschungsZentrum gGmbH (DBFZ)
Martin Kaltschmitt
Ulrich Keymer
Bavarian State Research Centre for Agriculture (LfL)
Susanne Klages
Jan Liebetrau
Anke Niebaum
Jan Postel
Gerd Reinhold
Thüringer Landesanstalt für Landwirtschaft (TLL)
Ursula Roth
Alexander Schattauer
Previamente: Johann Heinrich von Thünen Institute (vTI)
Anne Scheuermann
Frank Scholwin
Andre Schreiber
Britt Schumacher
Markus Schwab
Ralf Stephany
PARTA Buchstelle für Landwirtschaft und Gartenbau GmbH
Thomas Weidele
Peter Weiland
Marco Weithäuser
Previamente: Deutsches BiomasseForschungsZentrum gGmbH (DBFZ)
Ronny Wilfert
Bernd Wirth
Sebastian Wulf
Se proporcionan las direcciones de las instituciones en la página 246.
16
1
Propósito
de la Guía
Contra el telón de fondo de un incremento constante
en los precios de la energía en el mundo, la recuperación de energía a partir de corrientes de residuos y
desperdicios orgánicos se está convirtiendo en una
propuesta cada vez más atractiva. Junto con la generación de energía renovable almacenable, la producción distribuida de biogás puede ayudar no solamente a desarrollar las regiones rurales sino también
a fortalecer a empresas pequeñas y medianas. Gracias
al marco legal positivo para las fuentes de energía renovables que ha existido en Alemania desde el año
2000, la producción y utilización del biogás se ha expandido rápidamente en los años recientes. En 2010
existían ya más de 5900 plantas de biogás, la mayoría
de las cuales se operan en medios agrícolas. Durante
el mismo periodo, también ha habido importantes
cambios y mejoras en las tecnologías utilizadas. La riqueza de la experiencia de Alemania en tecnología
del biogás encuentra ahora una demanda internacional creciente.
Por lo tanto, el propósito de esta Guía es aportar
respuestas exhaustivas provenientes de experiencias
reales a las preguntas técnicas, organizativas, legales y
económicas sobre la generación y utilización del biogás para fines agrícolas.
El presente documento, preparado en conjunto con
la Agencia para Recursos Renovables (Fachagentur
Nachwachsende Rohstoffe e.V. – FNR), ofrece al lector
una referencia valiosa producto del aporte de actores
seleccionados con información sobre los temas de la
tecnología del biogás, el planeamiento de la inversión
de capital y los costos de operación de las plantas.
Para atender a una audiencia internacional, la Guía
constituye una adaptación y traducción de los proyectos de biogás implementados por Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) y financiados por
el Ministerio Federal de Cooperación Económica y
Desarrollo (BMZ) de Alemania. Presenta el estado de
la cuestión en tecnología de biogás para la generación
1
eficiente de energía, calor, frío y/o gas y permite al
usuario acceso a la información requerida para tomar
decisiones sobre el tema de biogás con autoridad y
sensibles al contexto. Por lo tanto, esta Guía no describe tanto una tecnología estandarizada, sino que
más bien muestra las maneras en las que se puede
plantear una tecnología adaptada para satisfacer ciertas necesidades en un contexto específico.
1.1 Objetivo
El crecimiento en la generación de la energía a partir
del biogás en Alemania es atribuible principalmente
al marco administrativo existente, sobre todo a las tarifas de energía a partir de fuentes de energías renovables tal como se determinan en la Ley de Fuentes
de Energía Renovable (EEG). Esto ha dado lugar a
una fuerte y sostenida demanda que ha llevado a la
creación de un número considerable de fabricantes
de plantas de biogás y de proveedores de componentes, lo cual ha permitido a Alemania convertirse en
un líder del mercado en el campo de diseño y construcción de plantas de biogás.
Independientemente del país de que se trate, la
realización de un proyecto de biogás se relaciona con
cuatro asuntos claves tratados en esta Guía:
- Un proyecto exitoso de biogás exige un conocimiento integral y multidisciplinario por parte de los
agricultores, inversionistas y futuros operadores,
junto con el know-how en agricultura y tecnología
energética, incluyendo todos los aspectos relacionados a las leyes, el medio ambiente, la administración, la organización y la logística.
- El mercado ofrece un conjunto casi desconcertante
de opciones técnicas y soluciones hechas a la medida. Esta Guía proporciona una visión neutral de
conjunto respecto de los proveedores y con base
científica sobre las tecnologías existentes actual17
1
mente en el mercado y las que son particularmente
prometedoras para el futuro.
- Cuando se decide sobre los sustratos apropiados, es
necesario aplicar y cumplir con reglas elementales
de biotecnología. Especialmente para las fases de
formulación conceptual y operación de la planta,
por lo tanto, esta Guía proporciona el conocimiento
necesario para garantizar la operación óptima de
una planta de biogás.
- Particularmente en los nuevos mercados, el procedimiento de otorgamiento de permisos para una
planta de biogás representa un paso importante y a
menudo subestimado en realización de un proyecto. En consecuencia, esta Guía proporciona una
visión de conjunto de los diversos pasos requeridos
para la realización de un proyecto de biogás con debida consideración a las diferencias en los procedimientos de autorización en distintos países.
El suministro de energía renovable a partir del biogás
puede combinarse idealmente con una mejor gestión
del flujo de materiales. En consecuencia, a menudo
tiene sentido invertir en una planta de biogás. Sin embargo, para poder llegar a una decisión bien fundada,
los operadores de una futura planta de biogás deben
aplicar la metodología correcta cuando comparan sus
propias ideas con las posibilidades técnicas y económicas que proporciona la tecnología de biogás. Por
esta razón, la Guía sobre el Biogás proporciona la información necesaria con la cual se puede explotar plenamente el potencial ofrecido por el sector del biogás
en términos de eficiencia energética y rentabilidad
economía.
1.2 Enfoque
Esta Guía está diseñada para cerrar cualquier brecha
existente en el conocimiento y para acompañar a los
operadores potenciales de la planta y otras partes involucradas a lo largo de las distintas fases de planeamiento de un proyecto de biogás hasta su realización
final.
Esta Guía tiene por fin MOTIVAR al lector a determinar qué oportunidades se encuentran localmente
disponibles y examinar si es posible contribuir a recuperar la energía contenida en el biogás y en qué medida. El presente documento además tiene como propósito INFORMAR. Con este fin, proporciona a los
futuros operadores de plantas y a otras partes interesadas en utilizar el potencial energético del biogás
toda la información requerida en una sola fuente. La
Guía también presenta los recursos apropiados con
18
los cuales EVALUAR una idea de proyecto. Proporciona también las herramientas requeridas para examinar críticamente una idea prometedora de proyecto
y decidir si su implementación sería rentable. Un objetivo adicional de la Guía es proporcionar al lector el
conocimiento y las ayudas para la toma de decisiones
con las cuales REALIZAR una idea de proyecto para
proveer energía a partir del biogás.
1.3 Contenidos
Esta Guía sobre el Biogás ofrece al lector una visión de
conjunto de las complejidades de la producción y utilización del biogás. Se puede utilizar como una fuente
de referencia y lista de verificación para todas las consideraciones y acciones necesarias para la preparación, planeamiento, construcción y operación de una
planta biogás. Toma en cuenta no solamente los aspectos de tecnología e ingeniería, sino también factores
legales, económicos y organizativos. Estos temas, tratados en profundidad en los distintos capítulos de
esta Guía, se resumen de aquí de antemano. Con referencia a los cuatro enfoques delineados anteriormente, esta Guía está diseñada para ofrecer apoyo especialmente en relación con la siguientes cuatro áreas
temáticas:
- motivación a participar
- suministro de información básica
- evaluación de una idea de proyecto
- realización de un proyecto
Los capítulos 2 al 6 y el capítulo 10 explican los principios básicos de construcción y operación de una
planta de biogás, además de describir el uso de sustratos y residuos. Los capítulos 7 a 9 se refieren al marco
legal, administrativo y económico de la operación de
una planta de biogás y de la organización de una empresa agrícola. El capítulo 11 está diseñado para facilitar la realización de un proyecto de planta de biogás
para cuyo propósito ofrece al lector recomendaciones
para el planeamiento y lista de verificación sobre la
construcción y operación de la planta y los arreglos
contractuales sobre la base de la información contenida en los capítulos precedentes. El capítulo 12 tiene
por fin motivar el desarrollo de ideas y de lanzar iniciativas. También presenta una serie de argumentos
en favor de la producción y la utilización del biogás
en campañas de relaciones públicas, que desempeñan
un papel clave en la realización de un proyecto para
recuperar energía a partir de sustratos orgánicos con
el fin de producir biogás.
Propósito de la Guía
1.4 Grupos objetivo
Esta Guía se dirige a todos aquellos que tengan un interés en la producción y utilización del biogás y/o que
sean de alguna manera afectados por un proyecto de
biogás. Así, se dirige principalmente a individuos o
instituciones interesados en llevar a cabo un proyecto
de biogás. El grupo objetivo de individuos que buscan
realizar un proyecto de biogás incluye agricultores y
empresas agrícolas y sus socios. Como productores de
sustrato y energía, tienen un posible interés en recuperar la energía del biogás. Adicionalmente, el digestato de una planta de biogás es un fertilizante de alto
valor que se puede emplear en un fundo agrícola.
Los potenciales productores de biogás además incluyen a otros generadores o recicladores de residuos
orgánicos, como las empresas de disposición de residuos sólidos y las autoridades locales. Los inversionistas privados e institucionales así como las empresas de servicios públicos de energía están igualmente
dentro del grupo objetivo de quienes pueden estar potencialmente interesados en realizar proyectos de biogás. Existen, por ejemplo, compañías de capital de
riesgo que invierten específicamente en proyectos de
biogás.
El segundo grupo objetivo está compuesto de individuos involucrados en alguna forma en un proyecto
de biogás, ya sea como funcionarios de entidades gubernamentales, funcionarios de banco, personal de las
empresas operadoras de energía o de gas, asesores o
planificadores agrícolas, o como proveedores de plantas manufactureras o de componentes.
Sin embargo, esta Guía también se dirige a cualquiera que sea directa o indirectamente afectado por
la realización de un proyecto de biogás. Está diseñada
para saldar cualquier déficit de información y para
contribuir a un mejor entendimiento de las preocupaciones mutuas.
La Guía tiene también como objetivo ser una
fuente de motivación y ayuda para quienes toman decisiones, y que, debido a su cargo, se encuentran en
posición de iniciar y/o emprender un proyecto de biogás. Esta publicación será de ayuda a organizaciones
que puedan otorgar subsidios y a las agencias de energía, en su papel de multiplicadores.
1.5 Definición del alcance
Esta versión de la Guía ha sido adaptada para una audiencia internacional a partir de la versión alemana
preparada por la Agencia de Recursos Renovables
(FNR). Se ha omitido materias referidas específicamente a Alemania y se ha añadido las ideas y enfoques que sean de interés internacional. En consecuencia, no se puede examinar aquí en detalle todos los
temas de relevancia para los países en desarrollo y las
economías emergentes. Por lo tanto, se ha puesto énfasis en presentar la tecnología requerida para una
producción eficiente de biogás, lo cual puede contrastarse luego con las tecnologías existentes en cada país
en particular.
1.5.1 Tecnología
Esta Guía se centra exclusivamente en el uso de biomasa para la producción y utilización de biogás. El
énfasis principal está en las plantas en el sector agrícola así como en el área de aplicación para la utilización de residuos a partir del procesamiento de los
productos agrícolas. Más específicamente, esta Guía
no aborda, por ejemplo, la utilización de los residuos
municipales y los lodos de desagüe. Además, se concentra en las tecnologías de biogás que se han probado en cierta medida en el mercado y que se han implementado comercialmente en múltiples ocasiones
en Alemania.
Con respecto a la utilización del biogás, el énfasis
está en la generación combinada de calor y electricidad
(“combined heat and power”, CHP). Los pequeños sistemas domésticos para utilización directa de gas in
situ emplean una tecnología diferente menos intensiva
en capital (acceso a la energía con la menor inversión
posible de capital) y, por lo tanto, tampoco se incluyen
aquí. Si bien en el presente documento se trata el mejoramiento del biogás a nivel de calidad de gas natural
para alimentar la red delgas natural, otras publicaciones se dispone de evaluaciones pertinentes detalladas
a las que se remite apropiadamente al lector.
Existen otras tecnologías que utilizan el biogás
aparte de la CHP basada en motores (como las micro
turbinas de gas o las celdas de combustible, o la utilización del biogás para el suministro local de combustible), pero éstas se tratan sólo en la medida en que se
disponga de información científicamente validada
para demostrar que la aplicación potencial de dichas
tecnologías sería económicamente conveniente en el
futuro previsible. Por lo tanto, esta Guía se centra en
la producción del biogás utilizando procesos disponibles comercialmente y en el uso de biogás en motores
de combustión interna para generar energía eléctrica
utilizando tecnologías disponibles comercialmente.
19
1
1.5.2 Sustratos
1.5.4 Alcance de los datos
La Guía trata de los sustratos que se utilizan actualmente a escala significativa en la industria alemanda
del biogás, independientemente de su origen (agricultura, paisajismo, autoridades locales, industrias que
utilizan materia prima vegetal), y ya que éstos son
sustratos para los que se dispone del mayor cuerpo de
datos empíricos. Esta publicación enfatiza los sustratos agrícolas y los sustratos provenientes de la industria alimentaria ya que los mercados de biogás, especialmente los que están surgiendo, se concentrarán
inicialmente en el uso de formas disponibles de biomasa antes de adoptar sustratos adicionales para uso
generalizado. Sin embargo, los principios básicos descritos en esta Guía también pueden aplicarse a otros
sustratos siempre y cuando se conozca las características de su digestión.
Esta Guía contiene no solamente hechos y datos que
son necesarios para comprender la información y los
procedimientos relevantes sino todos los que se requieren para hacer estimados y cálculos iniciales.
Cualquier otro dato ha sido omitido en aras de una
mayor claridad y transparencia.
La Guía es el resultado de una investigación cuidadosa y numerosos debates con expertos. Aunque no
se afirma que los datos son absolutamente completos
y exactos, esta Guía espera haber alcanzado su objetivo de realizar una presentación integral y muy exhaustiva de todas las áreas relevantes de la producción y utilización de biogás.
1.5.3 Actualidad de los datos
El trabajo de base y la recolección de datos para esta
Guía respecto de la producción para la utilización del
biogás se realizaron en 2008 y 2009. Consecuentemente, describe el estado de la cuestión en las plantas
de biogás de Alemania a mediados de 2009. La referencia al marco legal, por ejemplo, es la Ley de Priorización de las Fuentes de Energía Renovable de Alemania (2009), la cual está sujeta a modificación
periódica y se adapta de acuerdo con la situación del
mercado (la modificación más reciente data del 1 de
enero del 2012). En un contexto internacional, esta Ley
puede verse como un ejemplo de cómo lanzar exitosamente un mercado de biogás. Dadas las diferentes circunstancias y condiciones marco, puede ser necesario
implementar diferentes medidas para lograr resultados positivos.
20
2
Fundamentos de la
digestión anaeróbica
2
2.1 Generación de biogás
Material de inicio
(proteínas, carbohidratos, grasas)
Como el nombre lo indica, el biogás se produce en un
proceso biológico. En ausencia de oxígeno (anaeróbico
significa sin oxígeno), la materia orgánica se descompone formando una mezcla de gases conocida como
biogás. Ese proceso se encuentra ampliamente en la
naturaleza y ocurre, por ejemplo, en los páramos o en
el fondo de los lagos en pozos de lodo líquido y en el
rumen de los rumiantes. La materia orgánica se convierte casi enteramente en biogás gracias a la acción
de una gama de distintos microorganismos. También
se genera energía (calor y nueva biomasa).
La mezcla de gases resultantes consiste principalmente de metano (50-75 vol. %) y de dióxido de carbono (25-50 vol. %). El biogás también contiene pequeñas cantidades de hidrógeno, sulfuro de hidrógeno, amoníaco y otros gases traza. La composición
del gas está determinada esencialmente por los sustratos, la fermentación (digestión) y los distintos diseños
técnicos de las plantas [2-1], [2-2], [2-3], [2-4]. El proceso por el que se forma el biogás puede dividirse en
una serie de pasos (ver Figura 2.1). Las etapas individuales de descomposición (degradación) deben coordinarse y armonizarse entre sí de la mejor manera posible para asegurar que el proceso en conjunto se
desarrolle sin tropiezos.
Durante la primera etapa, la hidrólisis, los compuestos complejos del material inicial (como carbohidratos, proteínas y grasas) se dividen en compuestos
orgánicos más simples (por ejemplo aminoácidos,
azúcares y ácidos grasos). Las bacterias hidrolíticas
que participan en esta etapa liberan enzimas que descomponen el material por medios bioquímicos.
Los productos intermedios formados por este proceso se dividen luego durante la acidogénesis (la fase
de acidificación) por medio de bacterias fermentadoras (que forman ácidos) para formar ácidos grasos
más bajos (acético, prebiótico y butírico) junto con
Elementos orgánicos simples
(aminoácidos, ácidos grasos, azúcares)
Acidogénesis
Ácidos grasos bajos
Otros productos
(ácido propiónico, ácido butírico)
(ácido láctico, alcoholes, etc.)
Acetogénesis
Ácido acético
H2 + CO2
Metanogénesis
Biogás
CH4 + CO2
Figura 2.1: Representación esquemática de la
descomposición anaeróbica
dióxido de carbono e hidrógeno. Además, también se
forma pequeñas cantidades de ácido láctico y de alcoholes. La naturaleza de los productos formados en
esta etapa es influida por la concentración del hidrógeno intermedio.
En la acetogénesis, es decir, la formación de ácido
acético, estos productos se convierten luego por medio
de bacterias acetogénicas en precursores de biogás
(ácido acético, hidrógeno y dióxido de carbono). Al
respecto, es particularmente importante la presión parcial del hidrógeno. Un contenido de hidrógeno excesi21
vamente alto impide la conversión de los productos intermedios de la acidogénesis por razones relacionadas
con la energía. En consecuencia, se acumulan los
ácidos orgánicos, como el ácido propiónico, el ácido isobutírico, el ácido isovalérico y el ácido hexanoico, e
inhiben la formación del metano. Por esta razón, las
bacterias acetogénicas (bacterias que forman hidrógeno) deben coexistir en una comunidad biótica cerrada (biocenosis) con las arqueas que consumen hidrógeno, las cuales consumen hidrógeno junto con
dióxido de carbono durante la formación de metano
(transferencia de hidrógeno entre especies), asegurando así un ambiente aceptable para las bacterias acetogénicas [2-5].
Durante la fase subsiguiente, la metanogénesis , la
etapa final de generación de biogás, sobre todo el
ácido acético pero también el hidrógeno y el dióxido
de carbono se convierten en metanos por medio de arqueas metanogénicas estrictamente anaeróbicas. Los
metanógenos hidrogenotróficos producen metano a
partir del hidrógeno y del dióxido de carbono, mientras que las bacterias acetoclásticas que forman metano lo producen por división del ácido acético. En las
condiciones prevalecientes en las plantas de biogás
agrícolas a tasas de carga orgánica más elevadas, el
metano se forma principalmente por medio de la vía
de reacción que utiliza hidrógeno, aunque es solamente a tasas de carga orgánica relativamente bajas
que se forma el metano por medio de la vía de reacción que involucra la división del ácido acético [2-7],
[2-8]. De la digestión del lodo de desagüe se sabe que
el 70% del metano se origina de la división del ácido
acético y solamente el 30% de la utilización del hidrógeno. Sin embargo, en una planta de biogás agrícola,
esto es así efectivamente sólo en los mejores casos de
digestores de alta capacidad con tiempos de retención
muy cortos [2-7], [2-9]. La investigación reciente confirma que la transferencia de hidrógeno entre especies
es en efecto lo que determina la tasa de formación de
metano [2-10].
Esencialmente las cuatro fases de la degradación
anaeróbica ocurren simultáneamente en un proceso
de etapa única. Sin embargo, como las bacterias involucradas en las diferentes fases de degradación tienen
distintas necesidades en términos de hábitat (respecto
del valor de pH y la temperatura, por ejemplo), se
tiene que encontrar una solución de compromiso en la
tecnología del proceso. Ya que los microorganismos
metanogénicos son el eslabón más débil en la biocenosis debido a su baja tasa de crecimiento y son los más
sensibles en responder a las perturbaciones, se tiene
que adaptar las condiciones ambientales a las necesi22
dades de las bacterias que forman metano. Sin embargo, en la práctica, cualquier intento de separar físicamente la hidrólisis y la acidogénesis de la
metanogénesis implementando dos etapas distintas
en el proceso (gestión del proceso en dos fases) tendrá
éxito sólo limitadamente porque, a pesar del bajo valor de pH en la etapa de hidrólisis (pH < 6,5), todavía
se formará algo de metano. El gas de hidrólisis resultante entonces contiene también metano además de
dióxido de carbono y de hidrógeno. Por eso se tiene
que utilizar o tratar el gas de hidrólisis para evitar
consecuencias ambientales negativas y riesgos de seguridad [2-11].
En los procesos multi-etapas, se pueden establecer
diferentes ambientes en cada etapa del digestor dependiendo del diseño de la planta de biogás y de su
régimen operativo, así como de la naturaleza y concentración de la masa fresca utilizada como sustrato.
A su vez las condiciones del ambiente afectan la composición y actividad de la biocenosis microbiana y, de
esta manera tienen una influencia directa en los productos metabólicos resultantes.
2.2 Condiciones ambientales en el
reactor
Cuando se describe las condiciones ambientales es necesario distinguir entre la digestión húmeda y la digestión en estado sólido (conocida también digestión
seca), porque los dos procesos difieren significativamente en términos de contenido de agua, contenido
de nutrientes y transporte de masa. (Los términos digestión y fermentación a veces se usan también de
manera intercambiable). Las siguientes descripciones
tratan sólo de la digestión húmeda, debido a que es la
práctica dominante.
2.2.1 Oxígeno
Las arqueas metanogénicas se encuentran entre los organismos vivientes más antiguos del planeta ya que
aparecieron hace 3 a 4 mil millones de años, mucho
antes que se formara la atmósfera tal como la conocemos. Incluso hoy por lo tanto, estos microorganismos
siguen dependiendo de un ambiente carente de oxígeno. La mayoría de estas especies muere incluso ante
pequeñas cantidades de oxígeno. Sin embargo, como
regla general es imposible impedir completamente la
introducción de oxígeno en el digestor. La razón por
la que la actividad de las arqueas metanogénicas no se
inhibe inmediatamente o el por qué, en el peor de los
Fundamentos de la digestión anaeróbica
Desde el punto de vista biológico, una subdivisión
estricta de los procesos en digestión húmeda y de
estados sólidos (seca) induce a error, ya que los microorganismos que participan en el proceso de digestión siempre requieren un medio líquido en el
cual puedan sobrevivir y crecer.
Además a menudo surgen malentendidos
cuando se define el contenido de materia seca de la
masa fresca que se va a digerir, ya que es una práctica común el utilizar varios sustratos (material de
insumo) diferentes, cada uno con un contenido de
materia seca diferente. Al respecto debe quedar
claro para el operador que la clasificación de proceso no queda determinada por el contenido de materia seca de los sustratos individuales sino el contenido de materia seca de la mezcla de sustratos con la
que se alimenta al digestor.
La clasificación en digestión húmeda o seca, por
lo tanto depende del contenido de materia seca de lo
que se contiene en el digestor. Cabe reiterar que en
ambos casos los microorganismos requieren suficiente agua en su entorno inmediato.
Aunque no hay una definición precisa de la diferenciación entre digestión húmeda y seca, en la
práctica se ha hecho habitual hablar de digestión
húmeda cuando se utilizan cultivos energéticos con
un contenido de materia seca de hasta aproximadamente 12% en el digestor, debido a que los contenidos del digestor generalmente todavía se pueden
bombear con este contenido de agua. Si el contenido
de materia seca en el digestor se eleva a 15-16 % o
más, el material ya no se puede bombear y el proceso se conoce como digestión seca.
casos, no mueren todas, es que coexisten con bacterias
que consumen oxígeno de las etapas precedentes de la
degradación [2-1], [2-2]. Algunas de ellas son lo que se
conoce como bacterias anaeróbicas facultativas. Éstas
son capaces de sobrevivir tanto bajo la influencia del
oxígeno como completamente sin oxígeno. Siempre y
cuando la carga de oxígeno no sea demasiado alta,
consumen el oxígeno antes de que dañe a las arqueas
metanogénicas que dependen de un entorno totalmente libre de oxígeno. Por lo tanto, como regla general, el oxígeno atmosférico introducido en el espacio
del gas del digestor para la desulfuración biológica no
tiene un impacto negativo en la formación de metano
[2-6].
2.2.2 Temperatura
El principio general es que la tasa de reacciones químicas se incrementa con la temperatura ambiente. Sin
embargo, esto se aplica sólo parcialmente a la descomposición biológica y a los procesos de conversión. En
estos casos tenemos que recordar que los microorganismos involucrados en el proceso metabólico tienen
distintas temperaturas óptimas [2-1]. Si la temperatura está por encima o por debajo de su rango óptimo,
los microorganismos relevantes pueden inhibirse o,
en los casos extremos, sufrir un daño irremediable.
Los microorganismos que participan en la descomposición se pueden dividir en tres grupos según sus
temperaturas óptimas. Se distingue entre organismos
psicrofílicos, mesofílico y termofílicos [2-13]:
- Las condiciones óptimas para los microorganismos
psicrofílicos son a temperaturas por debajo de los
25 ºC. A estas temperaturas aunque no hay necesidad de calentar los sustratos o el digestor, sólo se
puede lograr un bajo desempeño de degradación y
de producción de gas. Por lo tanto, como regla general no es factible la operación económica de las
plantas de biogás.
- La mayoría de bacterias conocidas que forman metano tienen su crecimiento óptimo en el rango de
temperaturas mesófilas entre 37 y 42 ºC. Las plantas
de biogás que operan en el rango mesofílico son las
más generalizadas en la práctica debido a sus rendimientos de gas relativamente altos y a que se obtiene una buena estabilidad del proceso en este
rango de temperatura [2-6].
- Si se desea eliminar los gérmenes dañinos por medio
de la higienización del sustrato o si se usa como sustrato sub-productos o desechos que tienen una temperatura intrínseca alta (agua de proceso, por ejemplo), los cultivos termofílicos son una opción
conveniente para el proceso de digestión. Su rango
óptimo de temperaturas se sitúa entre 50 y 60 ºC. La
elevada temperatura del proceso ocasiona una tasa
más alta de descomposición y una menor viscosidad.
Sin embargo, se debe considerar que puede requerirse más energía para calentar el proceso de fermentación. En este rango de temperatura, el proceso de
fermentación es más sensible a las perturbaciones o
irregularidades en el suministro del sustrato o en el
régimen operativo del digestor porque en condiciones termófilas hay menos especies diferentes de microorganismos metanogénicos presentes [2-6].
Se ha demostrado en la práctica que las fronteras entre
rangos de temperaturas son fluidas y son sobre todo
los cambios rápidos de temperaturas los que dañan
23
los microorganismos, mientras que si la temperatura
cambia lentamente los microorganismos metanogénicos pueden ajustarse a diferentes niveles de temperaturas. Por lo tanto, no es tanto la temperatura absoluta
la que es crucial para el manejo estable del proceso,
sino la estabilidad a un cierto nivel de temperatura.
El fenómeno de auto-calentamiento se observa con
frecuencia en la práctica y merece mención en relación
con este punto. Este efecto ocurre cuando los sustratos
consisten en gran medida de carbohidratos que se utilizan en ausencia de materiales de insumo líquidos y
sin contenedores bien aislados. El auto-calentamiento
es atribuible a la producción de calor por grupos individuales de microorganismos durante la descomposición de los carbohidratos. La consecuencia puede ser
que en un sistema que opera originalmente en condiciones mesófilas, la temperatura se eleva a entre 43 a
48 ºC. Dado el respaldo analítico intenso y la regulación de proceso que se le asocia, se puede manejar el
cambio de temperatura con pequeñas reducciones en
la producción de gas por cortos periodos [2-12]. Sin
embargo, sin las intervenciones necesarias en el proceso (como la reducción de las cantidades de insumos)
los microorganismos son incapaces de adaptarse al
cambio de temperatura y, en el peor de los casos, la
producción de gas puede detenerse por completo.
2.2.3 Valor de pH
La situación respecto del valor de pH es similar a la de
la temperatura. Los microorganismos que participan
en las distintas etapas de descomposición requieren
diferentes valores de pH para un crecimiento óptimo.
El pH óptimo de las bacterias de hidrólisis y que forman ácidos está en un rango que va de pH 5,2 a pH
6,3, por ejemplo [2-6]. No dependen totalmente de dichos valores, sin embargo, ya que son capaces de convertir sustratos a un valor de pH ligeramente más alto.
La única consecuencia es que su actividad se reduce
ligeramente. En contraste, un valor de pH en el rango
neutral de 6,5 a 8 es absolutamente esencial para las
bacterias que forman ácido acético y para las arqueas
metanogénicas [2-8]. En consecuencia, si el proceso
de fermentación ocurre en un solo digestor, debe
mantenerse este rango de pH.
Independientemente de si el proceso es de una sola
etapa o de varias etapas, el valor de pH se establece
automáticamente dentro del sistema gracias a los productos metabólicos alcalinos y ácidos formados en el
curso de la descomposición anaeróbica [2-1]. La siguiente reacción en cadena, sin embargo, muestra
cuán sensible es este equilibrio.
24
Si se alimenta demasiada materia orgánica al proceso en un periodo demasiado corto, por ejemplo, o si
se inhibe la metanogénesis por alguna otra razón, se
acumularán los productos metabólicos ácidos resultantes de la acidogénesis. Normalmente, el valor de
pH se establece en el rango neutral gracias al tampón
de carbonato y amoníaco. Si se agota la capacidad
tampón del sistema, es decir si se han acumulado demasiados ácidos orgánicos, cae el valor de pH. A su
vez, esto incrementa el efecto inhibitorio del sulfuro
de hidrógeno y del ácido propiónico en la medida en
que el proceso en el digestor se detiene rápidamente.
Por otro lado, el valor de pH puede elevarse si se libera el amoníaco como resultado de la división de
compuestos del nitrógeno orgánico. El amoníaco reacciona con el agua para formar amonio. El efecto inhibitorio del amoníaco incrementa en consecuencia. Sin
embargo, con respecto al control del proceso, debe recordarse que debido a su inercia, aunque el valor de
pH es sólo de uso limitado para controlar la planta,
siempre debería medirse en vista de su gran importancia.
2.2.4 Suministro de nutrientes
Los microorganismos involucrados en la degradación
anaeróbica tienen necesidades específicas a su especie
en términos de macronutrientes, micronutrientes y vitaminas. La concentración y disponibilidad de estos
componentes afecta la tasa de crecimiento y la actividad de las distintas poblaciones. Existen concentraciones mínimas y máximas específicas a las especies que
son difíciles de definir debido a la variedad de diferentes cultivos y su adaptabilidad que a veces es considerable. Para obtener tanto metano como sea posible
de los sustratos se debe asegurar un suministro óptimo de nutrientes a los microorganismos. La cantidad
de metano que se puede obtener finalmente de los
sustratos dependerá de las proporciones de proteínas,
grasas y carbohidratos que contengan. Estos factores
influencian de manera similar los requisitos de nutrientes específicos [2-18].
Se necesita una tasa equilibrada entre macronutrientes y micronutrientes para asegurar un manejo
estable del proceso. Luego del carbón, el nutriente
que más se necesita es el nitrógeno. Se necesita para
la formación de enzimas que se encargan del metabolismo. La proporción C:N de los sustratos es, por
lo tanto, crucial. Si esta proporción es demasiado elevada (mucho C pero no mucho N), el metabolismo
inadecuado resultante puede hacer que el carbón
presente en el sustrato no se convierta por completo,
Tabla 2.1: Concentraciones favorables de oligoelementos de
acuerdo con diversas fuentes referenciales
Oligoelementos
Rango de concentración [mg/l]
como en
[2-18]
como en
[2-19]
como en
[2-16]a
como en
[2-17]b
Co
0,003-0,06
0,003-10
0,06
0,12
Ni
0,005-0,5
0,005-15
0,006
0,015
Se
0,08
0,08-0,2
0,008
0,018
Mo
0,005-0,05
0,005-0,2
0,05
0,15
Mn
no especificado
0,005-50
0,005-50
no especificado
Fe
1-10
0,1-10
1-10
no especificado
a. Concentración mínima absoluta en plantas de biogás
b. Concentración óptima recomendada
de manera que no se logrará el máximo rendimiento
posible de metano. En el caso inverso, un exceso de
nitrógeno puede llevar a la formación de cantidades
excesivas de amoníaco (NH3), el cual incluso en bajas
concentraciones inhibirá el crecimiento de las bacterias y, en el peor caso, puede ocasionar el colapso
completo de la población de microorganismos [2-2].
Para que el proceso discurra sin interrupción, la proporción C:N tiene que estar en el rango de 10-30:1.
Aparte del carbón y del nitrógeno, el fósforo y el
azufre son también nutrientes esenciales. El azufre es
una parte constituyente de los aminoácidos, y los
compuesto fosfóricos son necesarios para formar el
adenosín trifosfato (ATP) y la nicotinamida adenina
dinucleótido fosfato (NADP) que actúan como portadores de energía. Para suministrar suficientes nutrientes a los microorganismos la proporción C:N:P:S
en el reactor debe ser de 600:15:5:3 [2-14].
También es vital para la supervivencia de los microorganismos, aparte de los macronutrientes, un suministro adecuado de ciertos oligoelementos. Generalmente, en la mayoría de plantas de biogás agrícolas
se logra cubrir la demanda de micronutrientes, particularmente cuando se alimenta la planta con excremento animal. Sin embargo, es muy común comprobar la deficiencia de oligoelementos en la
mono-fermentación de los cultivos energéticos. Los
elementos que requieren las arqueas metanogénicas
son cobalto (Co), níquel (Ni), molibdeno (Mo) y selenio (Se) y a veces también el tungsteno (W). Ni, Co y
Mo son necesarios como co-factores para reacciones
esenciales de su metabolismo [2-15], [2-16]. El magnesio (Mg), hierro (Fe) y manganeso (Mn) también son
micronutrientes importantes que se necesitan para el
transporte de electrones y el funcionamiento de ciertas enzimas.
La concentración de oligoelementos en el reactor
es entonces una variable de referencia crucial. Una
comparación de varias fuentes bibliográficas sobre
este tema revela un rango sumamente grande de variación (a veces por un factor incluso de 100) en las
concentraciones de oligoelementos que se consideran
esenciales.
Los rangos de concentración que se muestran en la
Tabla 2.1 son aplicables sólo en parte a las plantas de
biogás agrícolas debido a que en algunos casos los estudios descritos en estas fuentes se llevaron a cabo en el
sector de aguas servidas bajo distintas condiciones iniciales y utilizando diferentes métodos de investigación.
Más aún, la amplitud de estos rangos es muy grande y
se da muy poco detalle sobre las condiciones prevalecientes en el proceso (por ejemplo tasa de carga orgánica, tiempo de retención, etc.). Los oligoelementos
pueden formar compuestos poco solubles con fosfatos,
sulfuros y carbonatos libres en el reactor, en cuyo caso
no están disponibles para los microorganismos. Un
análisis de las concentraciones de oligoelementos en el
material de alimentación puede entonces proporcionar
información no confiable sobre la disponibilidad de los
oligoelementos, ya que meramente determina la concentración total. En consecuencia, se tiene que añadir al
proceso grandes cantidades de oligoelementos que lo
que sería necesario únicamente para compensar por
una concentración deficiente. Cuando se determina necesidades, siempre hay que tomar en cuenta las concentraciones de oligoelementos de todos los sustratos. Es
bien sabido, gracias a los análisis de concentraciones de
oligoelementos de varios alimentos animales, que están
sujetos a una considerable fluctuación. Esto hace que
sea extremadamente difícil optimizar la dosis de oligoelementos en situaciones de déficit.
No obstante, para evitar una sobre-dosis de oligoelementos, se debe determinar la concentración de micronutrientes en el digestor antes de añadir los oligoelementos. La sobre-dosis puede resultar en una
concentración de metales pesados en el digestato (residuo de la fermentación) que exceda el nivel permisible para uso agrícola, en cuyo caso el digestato no se
puede utilizar como fertilizante orgánico.
2.2.5 Inhibidores
La producción de gas puede inhibirse por varias razones. Estas incluyen causas técnicas que afectan la operación de la planta (confrontar la Sección 5.4, Manejo
25
de la Perturbación). Las sustancias conocidas como inhibidores también pueden hacer más lento el proceso.
Existen sustancias que, bajo ciertas circunstancias, incluso en pequeñas cantidades, bajan la tasa de descomposición o, en concentraciones tóxicas, detienen
por completo el proceso de descomposición. Se debe
hacer una distinción entre inhibidores que ingresan al
digestor a través de la adición de sustrato y aquellos
que se forman como productos intermedios a partir
de las etapas individuales de descomposición.
Cuando se considera cómo se alimenta un digestor
se debe recordar que añadir excesivo sustrato también
puede inhibir el proceso de digestión porque cualquier
constituyente de un sustrato puede tener un efecto dañino en las bacterias si su concentración es demasiada
alta. Esto se aplica en particular a sustancias como los
antibióticos, desinfectantes, solventes, herbicidas, sales
y metales pesados que en cantidades incluso pequeñas
pueden inhibir el proceso de descomposición. La introducción de antibióticos generalmente se atribuye a la
adición de bosta agrícola o grasas animales, aunque el
efecto inhibitorio de los antibióticos específicos varía
mucho. Sin embargo, incluso algunos oligoelementos
esenciales pueden también ser tóxicos para los microorganismos si están presentes en concentraciones excesivamente altas. Como los microorganismos son capaces
de adaptarse a dichas sustancias hasta cierto grado, es
difícil determinar la concentración en la cual una sustancia se torna dañina [2-2]. Algunos inhibidores también actúan con otras sustancias. Por ejemplo, los metales pesados sólo tienen un impacto dañino sobre el
proceso de digestión si están presentes en solución. De
cualquier manera, están enlazados por el sulfuro de hidrógeno, que se forma también en el proceso de digestión, y se precipitan como sulfuros poco solubles. Debido a que H2S se forma casi siempre durante la
fermentación del metano, no se espera generalmente
que los metales pesados perturben el proceso [2-2]. Sin
embargo, esto no es igualmente válido para los compuestos de cobre, que son tóxicos incluso en concentraciones muy bajas (40-50 miligramos/litros) debido a su
efecto antibacteriano. En los fundos agrícolas pueden
entrar en el ciclo de producción por la desinfección de
los cascos de los animales, por ejemplo.
En el curso de la fermentación, se forma toda una
gama de sustancias capaces de inhibir el proceso. Una
vez más, sin embargo, vale la pena llamar la atención
aquí sobre la gran adaptabilidad de las bacterias: no se
puede asumir que haya límites absolutos aplicables
universalmente. En particular, incluso las bajas concentraciones de amoníaco no iónico libre (NH3) tienen
un impacto dañino sobre las bacterias. Este amoníaco
26
Tabla 2.2: Inhibidores en procesos de descomposición
anaeróbica y concentraciones perjudiciales [2-14]
Inhibidor
Oxígeno
Concentración
inhibitoria
Comentarios
> 0,1 mg/l
Inhibición de arqueas
metanogénicas anaeróbicas obligadas
Sulfuro de
hidrógeno
> 50 mg/l H2S
El efecto inhibitorio se
eleva a medida que cae
el valor de pH.
Ácidos grasos volátiles
> 2.000 mg/l HAc
(pH = 7,0)
El efecto inhibitorio se
eleva a medida que cae
el valor de pH. Gran
adaptabilidad de las
bacterias.
Nitrógeno
de amoníaco
> 3.500 mg/l NH4+ El efecto inhibitorio se
eleva a medida de que se
(pH = 7,0)
eleva el valor de pH y la
temperatura. Gran
adaptabilidad de las
bacterias.
Metales
pesados
Desinfectantes, antibióticos
Cu > 50 mg/l
Zn > 150 mg/l
Cr > 100 mg/l
Sólo los metales disueltos tienen un efecto inhibitorio. La
desintoxicación se hace
por medio de la precipitación de sulfuros.
no especificado
Efecto inhibitorio específico para el producto
libre está en equilibrio con la concentración de amonio
(NH4+) (el amoníaco reacciona con el agua para formar amonio y un ión de OH- y viceversa). Esto significa que con un valor de pH cada vez más alcalino, en
otras palabras a medida se eleva la concentración de
iones OH- , el equilibrio cambia y la concentración de
amoníaco se incrementa. Una elevación del valor de
pH de 6,5 a 8,0, por ejemplo, ocasiona un incremento
de 30 veces de la concentración de amoníaco libre.
Una elevación en la temperatura dentro del digestor
resulta también en un cambio en el equilibrio en la dirección del amoníaco con su efecto inhibidor. Para un
sistema de digestión que no está adaptado a las altas
concentraciones de nitrógeno, el umbral de inhibición
cae en un rango de 80 a 250 mg/l NH3 [2-2]. Dependiendo del valor de pH y de la temperatura dela digestión, esto es equivalente a una concentración de
amonio de 1,7-4 g/l. La experiencia muestra que la inhibición del nitrógeno del proceso de biogás puede esperarse a una concentración total de nitrógeno amoniacal de 3000-3,500 mg/l [2-18].
Otro producto del proceso de digestión es el sulfuro de hidrógeno (H2S), que cuando está disuelto y
no disociado puede inhibir el proceso de descomposición en forma de citotoxina en concentraciones de
apenas 50 mg/l. A medida que cae el valor de pH, la
proporción de H2S libre se eleva, incrementando el
riesgo de inhibición. Una manera posible de reducir
la concentración de H2S es mediante la precipitación
como sulfuros con ayuda de iones de hierro. El H2S
también reacciona con otros metales pesados y es enlazado y sale en forma de precipitado acompañado
por la formación de iones de sulfuros (S2-) [2-2]. Sin
embargo, como se mencionó previamente, el azufre
también es un macronutriente importante. Como se
necesita una concentración adecuada de azufre para
la formación de enzimas, la precipitación excesiva en
la forma de sulfuros puede, a su vez, inhibir la metanogénesis.
El efecto inhibitorio de una sustancia dada depende entonces de una serie de factores distintos y es
difícil definir valores límites fijos. La Tabla 2.2. muestra una lista de varios inhibidores.
2.3 Parámetros operativos
2.3.1 Tasa de carga orgánica y tiempo de retención del digestor
Cuando se diseña y construye una planta de biogás, se
presta la mayor atención a las consideraciones económicas. En consecuencia, cuando se está eligiendo el tamaño del digestor, el enfoque no está necesariamente
en el mayor rendimiento de gas o en una descomposición completa de la materia orgánica contenida en el
sustrato. Si el objeto era lograr la descomposición
completa de los constituyentes orgánicos se puede requerir tiempos de retención muy largos del sustrato
en el digestor, y tanques de gran volumen debido a
que algunas sustancias toman mucho tiempo para
descomponerse, si es que se llegan a descomponer
completamente. Por lo tanto, el objetivo debe ser lograr una óptima degradación a un costo económico
aceptable.
En este sentido, la tasa de carga orgánica es un parámetro operativo crucial. Indica cuántos kilogramos
de sólidos volátiles (VS) o de materia orgánica seca
pueden alimentarse al digestor por m3 de volumen de
trabajo por unidad de tiempo [2-1]. La tasa de carga
orgánica se expresa como kg VS/(m3 · d).
m· ⋅ c
B R = -------------------- [kg VS m-3 d-1]
V R ⋅ 100
Ecuación 2.1: Tasa de carga orgánica (TCO)
 = cantidad de sustrato añadido por unidad de tiempo
(m
[kg/d]; c = concentración de materia orgánica (sólidos
volátiles) [% VS]; VR = volumen del reactor [m3])
La tasa de carga orgánica se puede especificar para
cada etapa (recipiente a prueba de fugas de gas, aislado y calentado), para el sistema en conjunto (volúmenes totales de trabajo de todas las etapas) y con o
sin re-circulación del material. El cambio en las variables de referencia puede llevar a resultados que a veces difieren ampliamente para la tasa de carga orgánica de una planta. Para obtener la comparación más
significativa de las tasas de carga orgánicas de diversas plantas de biogás, es aconsejable determinar este
parámetro para el sistema completo sin considerar la
re-circulación del material, en otras palabras, exclusivamente para el sustrato fresco.
Otro parámetro relevante para decidir sobre el tamaño del recipiente es el tiempo de retención hidráulica (TRH). Esto es el tiempo promedio calculado que
un sustrato permanece en el digestor hasta su descarga [2-1]. El cálculo implica determinar la proporción entre el volumen del reactor (VR) respecto del volumen del sustrato añadido diariamente (V ) [2-2]. El
tiempo de retención hidráulica se expresa en días.
VR
[d]
HRT = ----·V
Ecuación 2.2: Tiempo de retención hidráulica
(VR = volumen del reactor [m3]; V = volumen del sustrato
añadido diariamente [m3/d])
El tiempo de retención real diferirá de lo anterior porque los componentes individuales se descargan del
digestor a diferentes tasas dependiendo del grado de
mezclado, por ejemplo cuando hay flujos de circuito
corto. Existe una correlación estrecha entre la tasa de
carga orgánica y el tiempo de retención hidráulica (Figura 2.2).
Si se asume que la composición no cambia, a medida que se eleva la tasa de carga orgánica se añade
más insumo al digestor y en consecuencia se acorta el
tiempo de retención. Para poder mantener el proceso
de digestión, debe elegirse el tiempo de retención hidráulica de tal manera que el reemplazo constante de
los contenidos del reactor no elimine más microorganismos que los que el nuevo crecimiento puede repo27
cuencia, es una indicación de la eficiencia de la planta
[2-20]. La productividad puede relacionarse a la producción de biogás (P(biogás)) y a la producción de metano ( P ( CH ) ) y se expresa en Nm3/(m3 · d).
4
P ( CH 4 )
·
V ( CH4 )
= --------------VR
[Nm3 m-3 d-1]
·
Ecuación 2.3: Productividad del metano ( V ( CH 4 ) =
producción de metano [Nm³/d]; VR = volumen del reactor
[m³])
Figura 2.2: Correlación entre la tasa de carga orgánica y el
tiempo de retención hidráulica para diversas
concentraciones de sustrato
ner durante este tiempo (la tasa de duplicación de
ciertas arqueas metanogénicas, por ejemplo, es 10 días
o más) [2-1]. También debería recordarse que con un
tiempo de retención corto los microorganismos tendrán poco tiempo para degradar el sustrato y, consecuentemente, el rendimiento de gas será inadecuado.
Por lo tanto, es igualmente importante, adaptar el
tiempo de retención a la tasa específica de descomposición de los sustratos. Si la cantidad añadida por día
es conocida, el volumen necesario del reactor puede
calcularse junto con la degradabilidad del sustrato y el
tiempo de retención deseado.
El propósito principal de los parámetros operativos que acabamos de presentar de una planta de biogás es describir la situación de carga, por ejemplo para
comparar diferentes plantas de biogás. Solamente durante el proceso de arranque los parámetros pueden
ayudar a controlar la planta para lograr una elevación
lenta y permanente. Normalmente, se presta la mayor
atención a la tasa de carga orgánica. En el caso de
plantas con grandes volúmenes de líquido por el lado
del insumo y un bajo contenido de material orgánico
degradable (plantas de lodo líquido), el tiempo de retención es más importante.
2.3.2 Productividad, rendimiento y grado de
degradación
La productividad ( P ( CH ) ), rendimiento ( A ( CH ) ) y el
4
4
grado de degradación (ηVS) son parámetros que describen apropiadamente el desempeño de una planta
de biogás. La producción de gas en relación al volumen del digestor se conoce como la productividad de
la planta. Ésta se define como el cociente de producción diaria de gas y volumen del reactor y, en conse28
La producción de gas expresada en relación a los materiales de insumo es el rendimiento [2-8]. Asimismo,
el rendimiento puede relacionarse con la producción
de biogás (A(biogás)) o la producción de metano
( A ( CH )). Esto se define como el cociente entre el volu4
men de gas producido y la cantidad de materia orgánica añadida, y se expresa en Nm3/t VS.
A ( CH 4 )
·
V ( CH4 )
= -------------m· oTS
[Nm3 t-1 VS]
·
Ecuación 2.4: Rendimiento de metano ( V ( CH4 ) = producción
de metano [Nm³/d]; m
 VS = sólidos volátiles añadidos [t/d])
Los rendimientos denotan la eficiencia de la producción de biogás o de la producción de metano a
partir de los sustratos cargados. Sin embargo son de
poco valor informativo en tanto parámetros individuales, porque no incluyen la carga efectiva del digestor. Por esta razón, los rendimientos deberían considerarse siempre en relación con la tasa de carga
orgánica.
El grado de degradación (ηVS) proporciona información sobre la eficiencia con la cual se convierten los
sustratos. El grado de degradación puede determinarse sobre la base de los sólidos volátiles (VS) o de la
demanda química de oxígeno (DQO). Dados los métodos analíticos utilizados más comúnmente en la práctica, es aconsejable determinar el grado de degradación de los sólidos volátiles [2-20].
oTS Sub ⋅ m zu – ( oTS Abl ⋅ m Abl )
η oTS = -------------------------------------------------------------------------- ⋅ 100 [%]
oTS Sub ⋅ m zu
Ecuación 2.5: Grado de degradación (ηVS) de la biomasa
(VSSub = sólidos volátiles de masa fresca añadida [kg/t FM];
mzu = masa fresca añadida [t]; VSAbl = contenido de sólidos
volátiles de la descarga del digestor [kg/t FM]; mAbl = masa
del digestato [t])
2.3.3 Mezclado
Para obtener altos niveles de producción de biogás
tiene que haber un contacto intenso entre las bacterias
y el sustrato, lo cual se logra generalmente a través de
un mezclado exhaustivo en el tanque de digestión
[2-1]. Salvo que ocurra este mezclado exhaustivo en el
digestor, luego de un cierto tiempo se puede observar
el la separación de la mezcla junto con la formación de
capas. Esto se atribuye a las diferencias en la densidad
de los distintos constituyentes de los sustratos y también al empuje ascendente de la formación de gas.
Cuando ocurre esto, la masa bacteriana se reúne en la
capa inferior como resultado de su densidad más alta,
mientras que el sustrato a ser descompuesto se reúne
a menudo en la capa superior. En tales casos, el área
de contacto se limita al área limítrofe entre estas dos
capas y ocurre poca degradación. Además, algunos
sólidos flotan hacia la parte superior formando una
capa de escoria que hace más difícil el escape del gas
[2-21].
Por lo tanto, es importante promover el contacto entre microorganismos y sustrato mezclando los contenidos del tanque de digestión. Sin embargo, debe evitarse
el mezclado excesivo. En particular, las bacterias que
forman ácido acético (activo en la acetogénesis) y las arqueas en la metano-génesis forman una comunidad
biótica estrecha que es sumamente importante si se
quiere que el proceso de formación de biogás proceda
sin perturbaciones. Si se destruye esta comunidad biótica por exceso de cizallamiento de fuerzas como resultado de un intenso mezclado, la descomposición anaeróbica puede ser afectada negativamente.
Por lo tanto, se necesita encontrar una solución de
compromiso en la que ambas condiciones se satisfagan adecuadamente. En la práctica, esto se logra normalmente con agitadores que rotan lentamente y que
ejercen sólo bajas fuerzas de cizallamiento, pero también mezclando íntegramente los contenidos del reactor a ciertos intervalos (es decir, sólo por un periodo
corto y predefinido). En la Sección 3.2.2.3 se trata de
otras cuestiones técnicas relacionadas al mezclado.
2.3.4 Potencial de generación de gas y actividad metanogénica
2.3.4.1 Rendimiento de gas posible
La cantidad de biogás producida en una planta de
biogás depende esencialmente de la composición de
los sustratos. Para determinarla, de ser posible debe
llevarse a cabo una prueba de digestión con la mezcla
relevante de sustratos [2-22]. Si esto no es posible, se
puede estimar el rendimiento de gas a partir de la
suma de rendimientos de gas de los sustratos que conforman el insumo, asumiendo que se dispone de valores de rendimiento de gas para los sustratos individuales a partir de tablas de referencia [2-23].
Para sustratos menos comunes, para los cuales no
hay datos disponibles de pruebas de digestión, el rendimiento de gas puede estimarse con la ayuda del coeficiente de digestión, porque existen paralelos entre
los procesos de descomposición en una planta de biogás y los procesos de digestión en los rumiantes [2-3].
Las cifras requeridas para esta determinación pueden
tomarse de las tablas de composición de alimentos
para animales de la Sociedad Agrícola Alemana
(DLG) en el caso de materias primas renovables (cultivos energéticos). Estas tablas muestran las concentraciones de ceniza cruda (CA), fibra cruda (CF), lípidos
crudos (CL), proteína cruda (CP) y extracto libre de
nitrógeno (NFE) en relación con la materia seca (DM)
a partir del análisis de alimentos de Weende y sus coeficientes de digestibilidad (DC). Las concentraciones
de CF y NFE tomadas en conjunto forman la concentración de carbohidratos.
Se puede asignar rendimientos de gas y concentraciones de metano específicos a los diversos grupos de
sustancias. Estos se derivan de las distintas concentraciones relativas de carbono en cada caso (Tabla 2.3)
[2-6], [2-25].
Se puede utilizar estos datos para calcular los sólidos volátiles y las masas respectivas de los grupos de
sustancias diferibles por kg de materia seca [2-24]:
Concentración de VS:
(1000 - ceniza cruda1))/10
[% DM]
Proteína digerible:
(proteína cruda · DCCP)/1000
[kg/kg DM]
Grasa digerible:
[kg/kg DM]
(grasa cruda · DCCL)/1000
Carbohidratos digeribles:
((fibra cruda · DCRF) + (NFE · DCNFE))/1000 [kg/k DM]
1)
en g/kg
29
Tabla 2.3: Rendimiento de biogás y concentración de
metano específicos de los grupos de sustancias respectivas
[2-25]
Rendimiento de
biogás
[l/kg VS]
Concentración de
metano
[vol. %]
700
71
1.250
68
790
50
Proteína digerible (CP)
Grasa digerible (CL)
Carbohidratos digeribles
(CF + NFE)
DM [%]
Ceniza cruda (CA)
[g/kg DM]
Proteína cruda (CP)
[g/kg DM]
DCCP [%]
Lípidos crudos (CL)
[g/kg DM]
DCCL [%]
Fibra cruda (CF)
[g/kg DM]
DCCF [%]
NFE
[g/kg DM]
DCNFE [%]
Tabla 2.4: Parámetros para ensilaje de pasto
35
102
112
62
37
69
296
75
453
73
El siguiente cálculo ilustrativo utiliza el ejemplo de
ensilaje de pasto (pastizal extenso, primer crecimiento, a mediados de la floración (Tabla 2.4).
Cálculo:
Concentración de VS:
(1000 - 102)/10 = 89,8% (DM)
Proteína digerible:
(112 · 62%)/1000 = 0,0694 kg/kg DM
Grasa digerible:
(37 · 69%)/1000 = 0,0255 kg/kg DM
Carbohidratos digeribles:
((296 · 75%) + (453 · 73%))/1000 = 0,5527 kg/kg DM
De esta manera pueden entonces calcularse las masas
de los grupos de sustancias individuales por kg de sólidos volátiles. Estos resultados se multiplican por los
valores de la Tabla 2.3 para obtener los rendimientos
de biogás y metano que se muestran en la Tabla 2.5.
Tabla 2.5: Rendimientos de biogás y metano a partir de
ensilaje de pasto
Rendimiento de
biogás
[l/kg VS]
Rendimiento de
metano
[l/kg VS]
Proteína digerible (CP)
48,6
34,5
Grasa digerible (CL)
31,9
21,7
Carbohidratos digeribles
(CF + NFE)
436,6
218,3
Total (por kg VS)
517,1
274,5
30
De acuerdo a lo anterior, se obtiene 162,5 litros de
biogás con un contenido de metano de aproximadamente 53% por kilogramo de masa fresca. En este contexto, se debe afirmar expresamente que en la mayoría
de los casos los rendimientos de metano logrados en
la práctica serán significativamente más altos que los
rendimientos calculados. De acuerdo con el conocimiento actual, no existe un método suficientemente
robusto desde el punto de vista estadístico para calcular el rendimiento de gas específico con precisión. El
método descrito aquí permite primeramente una comparación entre diferentes sustratos.
Sin embargo, una serie de otros factores afecta
también el rendimiento de biogás que se puede alcanzar, tal como el tiempo de retención de los sustratos en
el digestor, el contenido de sólidos totales, el contenido de ácidos grasos y cualquier inhibidor que esté
presente. Un incremento en el tiempo de retención,
por ejemplo, mejora el grado de degradación y, en
consecuencia, eleva la producción de gas. A medida
que se incrementa el tiempo de retención, se libera
cada vez más metano, lo cual incrementa el valor calorífico de la combinación de gases.
Como ya se explicó al inicio de este capítulo, aunque
hay ciertamente paralelos entre los procesos que
ocurren en el rumen de los rumiantes y los procesos
de descomposición en una planta de biogás, los dos
procesos no son enteramente comparables porque
pueden surgir diferentes efectos sinérgicos en cada
uno de estos ‘sistemas’, influyendo en la producción
de biogás. El método de cálculo presentado aquí es
entonces conveniente para estimar el rendimiento
real de gas o metano y, en consecuencia, no debería
usarse para cálculos operativos o económicos. Sin
embargo, este método sí permite estimar las
tendencias en el rendimiento del biogás y hacer
comparaciones entre diferentes sustratos.
Elevar la temperatura también acelera la tasa de
degradación. Esto es sólo factible hasta cierto punto,
sin embargo, porque una vez que se excede la temperatura máxima las bacterias sufren daño y se obtiene
un efecto inverso (ver Sección 2.2.2). No obstante, no
sólo se incrementa la producción de gas sino que también se libera más dióxido de carbono de la fase líquida, lo cual a su vez disminuye el valor calorífico de
la combinación de gases.
El contenido de materia seca en el digestor (sólidos
totales: TS) puede afectar el rendimiento de gas de dos
maneras. Primero, se impide el transporte masivo si
el contenido de TS es alto, en la medida en que los microorganismos sólo son capaces de descomponer el
sustrato en su vecindad inmediata. Cuando los sólidos totales son muy altos, hasta el ≥40% de la digestión puede llegar incluso a una detención completa, ya
que ya no hay no suficiente agua presente para el crecimiento de los microorganismos. En segundo lugar,
un alto contenido de sólidos totales puede causar problemas con los inhibidores porque estos están presentes en forma concentrada debido al bajo contenido de
agua. El pre-tratamiento mecánico o térmico de los
sustratos puede incrementar el rendimiento porque
mejora la disponibilidad del sustrato para las bacterias [2-4].
2.3.4.2 Calidad del gas
El biogás es una combinación de gases constituida
principalmente de metano (CH4) y dióxido de carbono
(CO2), junto con vapor de agua y gases traza.
El más importante de estos es el metano, ya que es
el componente combustible del biogás y, de este
modo, influye directamente en su valor calorífico.
Existe una oportunidad limitada de influir en la composición del biogás por medio de un control selectivo
de procesos. Primero que nada, la composición del
biogás depende de la composición del material de insumo. Además, el contenido de metano es afectado
por los parámetros del proceso como la temperatura
de digestión, la carga del reactor y el tiempo de retención hidráulica, así como por cualquier interrupción
del proceso y por el método de desulfuración biológica que se utilice.
El rendimiento de metano que se puede lograr está
determinado esencialmente por la composición del
sustrato, en otras palabras, por las proporciones de
grasa, proteínas y carbohidratos (ver Sección 2.3.4.1).
Los rendimientos de metano específicos de estos grupos de sustancias decrecen en el orden presentado anteriormente. Respecto de su masa, se puede lograr un
rendimiento más alto de metano con grasas que con
carbohidratos.
Respecto de la calidad de la combinación de gases,
la concentración de sulfuro de hidrógeno (H2S) como
gas traza desempeña un papel importante. No debe
ser muy alta porque incluso concentraciones más bajas de sulfuro de hidrógeno pueden tener un efecto inhibitorio en el proceso de degradación. Al mismo
tiempo, las altas concentraciones de H2S en el biogás
causan daño de corrosión cuando éstas se utilizan en
una unidad que combina calor y electricidad o en un
caldero de calefacción [2-1]. La Tabla 2.6 proporciona
Tabla 2.6: Composición promedio del biogás (según [2-1])
Constituyente
Concentración
Metano (CH4)
50-75 vol. %
Dióxido de carbono (CO2)
25-45 vol. %
Agua (H2O)
2–7 vol. % (20-40 °C)
Sulfuro de hidrógeno (H2S)
20-20.000 ppm
Nitrógeno (N2)
< 2 vol. %
Oxígeno (O2)
< 2 vol. %
Hidrógeno (H2)
< 1 vol. %
una vista de conjunto de la composición promedio del
biogás.
2.4 Referencias
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Grundlagen, Techniken und Verfahren; Springer Verlag; Berlín, Heidelberg, Nueva York, 2001
[2-2]
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[2-3]
Kloss, R.: Planung von Biogasanlagen; Oldenbourg
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[2-5]
Wandrey, C.; Aivasidis, A.: Zur Reaktionskinetik der
anaeroben Fermentation; Chemie-Ingenieur-Technik
55, No. 7, pp. 516–524, Weinheim, 1983
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pp. 19-32; VDI-Verlag 2001
[2-7]
Bauer, C.; Korthals, M.; Gronauer, A.; Lebuhn, M.:
Metanógenos en la producción de biogás provenientes
de fuentes renovables - un innovador análisis molecular. Water Sci. Tech. 2008, 58, No. 7, pp. 1433–1439
[2-8]
Lebuhn, M.; Bauer, C.; Gronauer, A.: Probleme der Biogasproduktion aus nachwachsenden Rohstoffen im
Langzeitbetrieb und molekularbiologische Analytik.
VDLUFA-Schriftenreihe 64, 2008, pp. 118–125
[2-9]
Kroiss, H.: Anaerobe Abwasserreinigung. Wiener Mitteilungen Bd. 62; Technische Universität Wien, 1985
[2-10]
Demirel, B.; Neumann L.; Scherer, P.: Dinámica de una
comunidad microbiana de un digestor continuo anaeróbico mesofílico de biogás abastecido con ensilaje de
remolacha. Eng. Life Sci. 2008, 8, No. 4, pp. 390-398
[2-11]
Oechsner, H., Lemmer, A.: Was kann die Hydrolyse bei
der Biogasvergärung leisten?, VDI-Berichte 2057, 2009,
pp. 37–46
31
[2-12]
Lindorfer, H.; Braun, R.; Kirchmeyr, R.: Auto-calentamiento de digestores anaerobios abastecidos con cultivos energéticos; Water Science and Technology 53 (8),
2006
[2-13]
Wellinger, A.; Baserga, U.; Edelmann, W.; Egger, K.; Seiler, B.: Biogas-Handbuch, Grundlagen – Planung – Betrieb landwirtschaftlicher Anlagen, Verlag Wirz –
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[2-14]
Weiland, P.: Stand und Perspektiven der Biogasnutzung und -erzeugung in Deutschland, Gülzower Fachgespräche, Band 15: Energetische Nutzung von Biogas:
Stand der Technik und Optimierungspotenzial, pp.
8-27, Weimar, 2000
[2-15]
Abdoun, E.; Weiland, P.: Optimierung der Monovergärung von nachwachsenden Rohstoffen durch die Zugabe von Spurenelementen; Bornimer Agrartechnische
Berichte No. 68, Potsdam, 2009
[2-16]
Bischoff, M.: Erkenntnisse beim Einsatz von Zusatzund Hilfsstoffen sowie Spurenelementen in Biogasanlagen; VDI Berichte No. 2057; 'Biogas 2009 – Energieträger der Zukunft'; VDI Verlag, Düsseldorf, 2009
[2-17]
[2-18]
Bischoff, Manfred.: personal communication, 2009
Seyfried, C.F. et al.: Anaerobe Verfahren zur Behandlung von Industrieabwässern. Korrespondenz Abwasser 37, pp. 1247–1251, 1990
[2-19]
Preißler, D.: Die Bedeutung der Spurenelemente bei der
Ertragssteigerung und Prozessstabilisierung; Tagungsband 18. Jahrestagung des Fachverbandes Biogas, Hannover, 2009
[2-20]
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (ed.): Biogas-Messprogramm II, Gülzow, 2009
[2-21]
Maurer, M.; Winkler, J-P., Biogas – Theoretische Grundlagen, Bau und Betrieb von Anlagen, Verlag C.F. Müller, Karlsruhe, 1980
[2-22]
VDI Lineamiento 4630: Fermentación de materiales orgánicos – Características del sustrato, muestreo, recolección
de datos, pruebas de fermentación. VDI Technical Division Energy Conversion and Application, 2006
[2-23]
KTBL (ed.): Faustzahlen Biogas. Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft, 2009
[2-24]
Biogasanlagen zur Vergärung nachwachsender Rohstoffe; conference proceedings; Barnstorfer Biogastagung 2000; Ländliche Erwachsenenbildung Niedersachsen (LEB)
[2-25]
Baserga, U.: Landwirtschaftliche Co-Vergärungs-Biogasanlagen; FAT-Berichte No. 512, 1998
32
Tecnología de la
planta para la recuperación del biogás
La tecnología de la planta para la recuperación del biogás cubre un espectro muy amplio, tal como se menciona en este capítulo. Prácticamente no existen límites
en términos de componente y de combinaciones de
equipamiento. En consecuencia, aquí se utilizan ejemplos técnicos a manera de ilustración de los artículos
específicos del equipamiento. Sin embargo, debe notarse que siempre es necesario hacer un análisis experto caso por caso de la conveniencia y adaptación de
la capacidad de plantas y sistemas.
El suministro llave en mano por parte de un proveedor único, al que se conoce como contratista líder, es
una práctica común en la construcción de plantas de
biogás y esto tiene tanto ventajas como desventajas
para el propietario del proyecto. Un proveedor llave en
mano generalmente usa tecnología que cubre el proceso completo y garantiza los artículos específicos del
equipamiento y la planta en conjunto, y eso puede considerarse como una ventaja. La funcionalidad del proceso para generar el biogás también forma parte de la
garantía. Cuando un contratista líder se encarga del suministro, generalmente no se entrega al propietario del
proyecto la planta terminada hasta que no se hayan culminado las pruebas de desempeño, en otras palabras,
no hasta que la planta haya alcanzado la carga nominal.
Ésta es una consideración importante, primero porque
el riesgo asociado con el funcionamiento de la planta
corresponde al fabricante y, segundo, porque el futuro
operador no tiene que correr con el riesgo financiero si
se retrasa la entrega. Una desventaja es la influencia relativamente menor que el propietario del proyecto
puede ejercer sobre los detalles técnicos debido a que
muchos proveedores llave en mano ofrecen módulos
estandarizados y esto implica una menor flexibilidad
en términos de elementos específicos del diseño. No
obstante, el enfoque modular tiene ventajas desde el
punto de vista del tiempo y del dinero para la aprobación, construcción y operación.
3
3
Los propietarios de proyecto también pueden recorrer otra vía y comprar solamente los servicios de planeamiento del proveedor de plantas (contrato de ingeniería). El propietario del proyecto entonces contrata
compañías especialistas en fases de construcción específicas. Este enfoque permite que el propietario del proyecto maximice la influencia sobre el proyecto, pero es
viable solamente si el propietario del proyecto per se
posee la pericia necesaria. Las desventajas incluyen el
hecho de que el riesgo del arranque y de las pruebas
desempeño recaigan en el propietario del proyecto y si
surgen reclamos contra los contratistas especializados,
éstos se deben tratar individualmente.
3.1 Características de diversas variantes del procedimiento y sus
distinciones
Existen varios procesos para generar biogás. Las variantes típicas se muestran en la Tabla 3.1.
3.1.1 Contenido de materia seca del sustrato
para digestión
La consistencia del sustrato depende de su contenido
de materia seca. Ésta es la razón para que se subdivida
la tecnología de biogás en procesos de digestión húmeda y de digestión seca. La digestión húmeda usa
sustratos de consistencia susceptible de bombeo. La
digestión seca usa sustratos apilables.
No existe una línea divisora clara entre los términos de digestión húmeda y digestión seca. Una guía
de diseño emitida por el Ministerio Federal de Medio
Ambiente de Alemania liga la ‘digestión seca’ a ciertas
disposiciones sobre la base de la Ley de Fuentes de
Energía Renovable (EEG) de 2004. Estas disposiciones
especifican un contenido de masa seca de al menos de
30% por masa en el material de alimentación y una
33
Tabla 3.1: Clasificación de los procesos para generar biogás
de acuerdo con diferentes criterios
Criterio
Factores diferenciales
Contenido de materia seca
del sustrato
- digestión húmeda
- digestión seca
Tipo de alimentación
- intermitente
- semi-continua
- continua
Número de fases del
proceso
- fase única
- dos fases
Temperatura del proceso
- psicrofílica
- mesofílica
- termofílica
tasa de carga orgánica de al menos 3,5 kg VS/(m3 · d) en
el digestor.
El contenido de materia seca en el líquido del digestor en el proceso de digestión húmeda puede llegar
hasta el 12% de la masa. Por regla general, se fija un límite de 15% de la masa para bombear el medio, pero la
cifra es cualitativa y no es viable para todos los materiales de alimentación. Algunos sustratos que tienen una
distribución de partículas finamente dispersadas y altas proporciones de sustancias disueltas se pueden
bombear incluso cuando el contenido de materia seca
llega al 20% de la masa. Este es el caso de los residuos
de material de alimentación disperso descargado de
transportes en tanques. Otros sustratos como cáscaras
de frutas y verduras, en cambio, son apilables cuando
el contenido de DM llega al 10 o 12% de la masa.
La digestión húmeda en tanques cilíndricos u ordinarios es la norma para las plantas de recuperación de
biogás de escala agrícola. Sin embargo, durante los últimos cinco años luego de la primera enmienda a la EEG
de 2004, las plantas de digestión seca han madurado facilitándose la comercialización y ahora se utilizan en
particular para digerir cultivos energéticos. Los renovables generalmente se denominan ‘NawaRo’ en alemán
(nachwachsende Rohstoffe, es decir recursos renovables). Ver detalles sobre diseños de digestores en
3.2.2.1.
3.1.2.1 Alimentación continua y semi-continua
Se puede hacer una distinción adicional entre los métodos de flujo continuo y una combinación de flujo
continuo con tanque tampón. El método de alimentación que usa solamente el tanque tampón no se menciona aquí porque las actuales consideraciones económicas y de ingeniería de procesos virtualmente
impiden su utilización, aunque todavía es mencionado en la literatura,. En contraste con la alimentación
continua, la alimentación semi-continua implica añadir al digestor un lote no fermentado de sustrato al
menos una vez por día de trabajo. Existen ventajas
adicionales en añadir el sustrato en varios lotes pequeños a lo largo del día.
Método de flujo continuo
En el pasado, la mayoría de sistemas de recuperación
de biogás se construyeron para operar sobre el principio de flujo continuo. Se bombea sustrato varias veces
al día de un tanque pre-digestor o de un pozo pre-digestor al reactor. La misma cantidad de sustrato fresco
que se añade al digestor se expele o se extrae del tanque de almacenamiento de digestato (ver Figura 2.1).
Por lo tanto, este método de alimentación mantiene
un nivel constante de llenado en el digestor, el cual se
vacía solamente para las reparaciones. Este proceso se
caracteriza por una producción continua de gas y una
buena utilización del espacio del reactor. Sin embargo,
existe un riesgo de cortocircuito en el flujo en el digestor porque siempre existe la posibilidad de que se elimine más o menos inmediatamente el sustrato que se
acaba de añadir [3-2]. El tanque abierto de almacenamiento de digestato, además, es una fuente de emisiones de gas metano. La segunda enmienda de 2009 a la
Ley de Fuentes de Energía Renovable exige el almacenamiento del digestato sellado y sin fuga de gas, de
manera que en el futuro un proceso que sea puramente
de flujo continuo tendrá menos significación.
Tanque de almacenamiento de gas
3.1.2 Tipo de alimentación
El régimen de carga o alimentación de la planta de
recuperación de biogás determina en gran medida la
disponibilidad de sustrato fresco para los microorganismos y tiene un efecto correspondiente en la generación de biogás. Se hace distinciones amplias entre
la alimentación continua, semi-continua e intermitente.
34
Pozo
pre-digestor
Digestor
Tanque de almacenamiento de digestato
Figura 3.1: Esquema del proceso de flujo continuo
Proceso de combinación de flujo continuo y tanque
tampón
Las plantas de recuperación de biogás que operan sobre la base de la combinación de flujo continuo/tan-
Tecnología de la planta para la recuperación del biogás
que-tampón también emplean instalaciones de almacenamiento de digestato cubiertas. Esto permite que
se capture y utilice el producto pos-digestión del biogás. El tanque de almacenamiento de digestato funciona como un tanque tampón. La corriente arriba de
la unidad de este tanque tampón que es parte de la
planta es un digestor de flujo continuo. Si surge la necesidad de una gran cantidad de sustrato pre-digerido
como fertilizante, se puede sacar sustrato del digestor
de flujo continuo. La Figura 3.2 es una lista diagramática del proceso. El proceso permite una producción
permanente de gas. El tiempo de estadía no puede determinarse con exactitud debido a la posibilidad de
cortocircuitos del flujo en el digestor de flujos continuo [3-2]. Este proceso es el más avanzado en la actualidad. Los gastos de inversión para el tanque de almacenamiento del digestato pueden amortizarse a partir
del ingreso del rendimiento extra de gas.
Pozo
pre-digestor
Digestor
Tanque de almacenamiento de digestato
Figura 3.2: Esquema del proceso combinado de flujo
continuo/tanque tampón
3.1.2.2 Alimentación intermitente
La alimentación intermitente, por lotes, implica llenar
por completo el digestor con sustrato fresco y luego
colocar un sello hermético. El material de alimentación permanece dentro del tanque hasta que pase el
tiempo de estadía seleccionado, sin que se añada o
elimine ningún sustrato durante este tiempo. Cuando
el tiempo de estadía concluye, el digestor se vacía y se
vuelve a llenar con un lote fresco de material de alimentación, con la posibilidad de que una pequeña
proporción del digestato pueda quedarse como material semilla para inocular el sustrato fresco. El proceso de llenado del digestor de lote se acelera colocando un tanque de suministro, con un recipiente de
almacenamiento de descargas para el mismo propósito en el lado de la salida. La alimentación intermitente por lotes se caracteriza por una tasa de producción de gas que cambia a lo largo del tiempo. La
producción de gas comienza lentamente luego que se
ha llenado el reactor, que alcanza un pico en algunos
días (dependiendo del sustrato) y luego va disminuyendo continuamente. Como un digestor único no
puede asegurar la constancia de producción de gas o
la calidad de gas, tiene que adaptarse el llenado por
etapas de varios digestores (método de llenado de lotes en batería) para que la producción neta sea más
homogénea. Se mantiene con exactitud el tiempo de
residencia mínimo [3-2]. La alimentación por lotes de
digestores únicos no es práctica. El principio de la alimentación de lotes en batería se utiliza para la digestión seca, lo que se conoce a veces como ‘garajes de
digestores’ o ‘digestores en cajas modulares’.
3.1.3 Números de fases del proceso y de etapas del proceso
Se entiende una fase del proceso como el medio biológico-fase de hidrólisis o fase de metanización—con
condiciones específicas del proceso tales como valor
de pH y temperatura. Cuando ocurren la hidrólisis y
la metanización en un tanque único, el término utilizado es gestión del proceso en fase única. Un proceso
en dos fases es aquel en que la hidrólisis y la metanización ocurren en tanques separados. Etapa es el término que se utiliza para el tanque de proceso, independientemente de la fase biológica.
En consecuencia, la configuración de la planta con
un pozo pre-digestor, un tanque digestor y un tanque
de almacenamiento de digestato, que se encuentra a
menudo en la agricultura, es de fase única, pero en tres
etapas. El pozo pre-digestor abierto como tal no es una
fase separada en sí misma. El recipiente sellado de retención o recepción, por otro lado, se considera como
una fase separada (fase de hidrólisis). Los digestores
principales y secundarios pertenecen ambos a la fase de
metanización.
Generalmente, las plantas agrícolas de recuperación
de biogás tienen un diseño de fase única o de dos fases,
siendo las plantas de fase única las más comunes [3-1].
3.2 Ingeniería del proceso
En términos generales, independientemente del principio operativo, una planta de biogás agrícola puede
subdividirse en cuatro pasos de procesamiento diferentes:
1. manejo del sustrato (entrega, almacenamiento, preparación, transporte y alimentación);
2. recuperación del biogás;
3. almacenamiento del digestato, tratamiento y esparcimiento en el campo;
4. almacenamiento, tratamiento y uso de biogás.
35
Verfahrensschritt
Figura 3.3: Proceso general de recuperación del biogás; tal como se describe en [3-3].
Los pasos individuales se muestran en mayor detalle
en la Figura 3.3.
Los cuatro pasos del proceso no son independientes
entre sí. El vínculo entre los pasos dos y cuatro es particularmente estrecho porque el paso cuatro provee generalmente el calor que se necesita para el paso dos en
el proceso.
El tratamiento y uso del biogás que corresponden al
paso cuatro se tratan por separado en el Capítulo 6. El
Capítulo 10 se ocupa del procesamiento y tratamiento
de digestato. La información a continuación se relaciona con la tecnología y las técnicas empleadas en los
pasos 1, 2 y 3.
La elección del equipo de procesamiento depende
principalmente de la naturaleza de los sustratos disponibles. Los tamaños de todas las plantas y contenedores tienen que basarse en cantidades de sustrato.
La calidad del sustrato (contenido de materia seca, estructura, fuente, etc.) es el factor determinante en términos de diseño de ingeniería de proceso. Dependiendo de la composición del sustrato, puede ser
necesario eliminar sustancias que interfieren o humedecerlas con líquido extra para obtener una mezcla
apta para bombeo. Si se utiliza sustancias que requie36
ren higienización, el planeamiento tiene que permitir
una etapa de higienización. Luego del pre-tratamiento, se traslada el sustrato al digestor donde se
fermenta.
Las plantas de digestión húmeda generalmente tienen un diseño de una o dos etapas y operan bajo el
principio de flujo continuo. Un diseño en dos etapas
consta de un digestor y un digestor secundario. El sustrato se mueve desde el primer digestor, el primario, al
digestor secundario, donde las sustancias más resistentes pueden biodegradarse. Se almacena el digestato en
tanques sellados de almacenamiento de digestato con
extracción de biogás o tanques abiertos de digestato y
luego generalmente se descarta esparciéndolo como
fertilizante líquido en tierra agrícola.
El biogás producido por la biodegradación del material de alimentación se almacena y purifica. Generalmente, se usa para combustión en una unidad combinada de calor y energía (CHP) para co-generar
electricidad y calor. La Figura 3.4 muestra los componentes más importantes de la planta, los sub-ensamblajes y las unidades de una planta de recuperación de
biogás agrícola de etapa única para co-sustratos con higienización.
Figura 3.4: Esquema de una planta de recuperación de biogás agrícola para co-sustratos [ATB]
Los pasos del proceso aquí descrito son los siguientes: El pozo de bosta líquida (o pozo pre-digestor) (2), la
cabeza (3) y el tanque de higienización (4) pertenecen
todos al primer paso del proceso (almacenamiento,
preparación, transporte y alimentación). El segundo
paso del proceso (recuperación del biogás) ocurre en el
reactor de biogás (5), que se conoce más comúnmente
como el digestor. El tanque de almacenamiento de
bosta líquida (8) o el tanque de almacenamiento de digestato y el esparcimiento en el campo del sustrato digerido (9) constituyen el tercer paso el proceso. El
cuarto paso del proceso (almacenamiento, purificación
y utilización del biogás) tiene lugar en el tanque de gas
(6) y en la unidad combinada de calor y electricidad (7).
Estos pasos específicos se tratan a continuación en más
detalle.
energéticos están utilizando cada vez más métodos de
prueba rápidos para verificar la materia seca y en algunos casos también las fracciones del pienso, para
asegurar el cumplimiento de las condiciones fijadas
en el contrato de suministro, por un lado, y el pago
basado en el desempeño, por otro lado.
En principio, tiene que medirse el peso tal como se
entrega y todos los datos de los productos entrantes
tienen que registrarse. Los sustratos clasificados como
desechos merecen consideración especial. Dependiendo precisamente de cómo se clasifica el desecho,
puede ser necesario mantener registros especiales o
cumplir con requisitos de documentación específica
exigida por las autoridades. Ésta es la razón por la que
se toma muestras de respaldo de las sustancias más
importantes. Ver en el Capítulo 7 mayor información
sobre el marco legal y administrativo.
3.2.1 Manejo del sustrato
3.2.1.2 Almacenamiento
3.2.1.1 Entrega
El papel desempeñado por la entrega es de importancia solamente en plantas que digieren co-sustratos a
partir de fuentes que están en otro lugar. La inspección entrante visual del sustrato para asegurar que se
cumpla con las normas de calidad es el requisito mínimo para la contabilidad de transferencia de custodia
y para propósitos de documentación. Las instalaciones de gran escala diseñadas para digerir cultivos
Las instalaciones de almacenamiento de tampón del
sustrato tienen como fin principalmente taponar las
cantidades de sustrato necesarias como material de
alimentación del digestor por los periodos que van
desde algunas horas hasta dos días. El diseño de la
instalación de almacenamiento depende de los tipos
de sustrato utilizado. La huella varía con las cantidades que la planta tendrá que manejar y los periodos
para los cuales se tendrá que taponar sustrato. Si se
37
Tabla 3.2: Almacenamiento de los sustratos antes de la digestión
Cálculo del tamaño
• Depende de: lo que surja del sustrato, la capacidad del digestor, el periodo a cubrir entre entregas
sucesivas, elementos específicos del uso de la tierra y rendimiento de co-sustratos, contratos de
suministro para sustratos provenientes de otros sitios, y posibles interrupciones en la operación
Consideraciones
especiales
• Evitar la posibilidad del congelamiento de la planta de almacenamiento, por ejemplo si se ubica los
tanques de almacenamientos bajo techo, calentando los contenedores de almacenamiento o ubicando
la instalación de los pozos por debajo del nivel de tierra
• Evitar los procesos de biodegradación que reducen el rendimiento de gas
• No permitir el mezclado de sustratos higiénicamente problemáticos e higiénicamente aceptables
• Implementar medidas estructurales convenientes para minimizar los olores
• Evitar que las emisiones de materiales ensucien el sistema de agua superficial y subterránea
Diseños
• Contenedores para almacenamiento de sustratos sólidos de uso amplio en la agricultura tales como
silos móviles, silos verticales, silos de túneles plásticos y silos de pacas redondas así como áreas de
almacenamiento abiertas o techadas (por ejemplo depósitos de bosta sólida) y pozos/tolvas
• Contenedores para almacenamiento de sustratos líquidos de amplio uso en la agricultura, tales como
tanques y pozos pre-digestores
Costos
• Las instalaciones de almacenamiento ya existen generalmente. Si hay que construirlas se debe calcular
el precio caso por caso incluyendo las múltiples variables de incidencia indicadas anteriormente.
utiliza co-sustratos de fuentes provenientes de otros
sitios, las condiciones contractuales, tales como las
cantidades de aceptación acordadas y la frecuencia
del suministro, deben tomarse en consideración. El
uso de co-sustratos higiénicamente problemáticos, de
fuentes industriales por ejemplo, exige una estricta separación entre la estación de recepción y de las operaciones agrícolas. No se debe permitir que se mezclen
los sustratos higiénicamente problemáticos y los higiénicamente aceptables en ningún momento antes de
que los primeros hayan sido higienizados.
Existen otras razones, aparte de las consideraciones
legales, para utilizar instalaciones de almacenamiento
selladas para minimizar los malos olores. Una posibilidad es cerrarlas en cobertizos. Las estructuras de este
tipo pueden incluir espacios para recibir y preparar los
sustratos, además del almacenamiento en sí mismo. Se
puede extraer el aire utilizado y pasarlo por un ducto
con limpiadores apropiados (por ejemplo, productos
de lavado y/o bio-filtros). Los cobertizos para digestores de productos de desecho cuentan frecuentemente
con sistemas de presión negativa que, junto con la extracción del aire residual, evitan en gran medida las
emisiones de malos olores. Los cobertizos tienen otras
ventajas así como el potencial de emisiones de olor.
Protegen el equipo en cierta medida y se puede realizar
tareas y verificaciones independientemente de las condiciones climáticas. El espacio cerrado también puede
ser un medio de cumplir con los reglamentos contra el
ruido. La Tabla 3.2 presenta una visión de conjunto de
varios aspectos de almacenamiento de sustratos.
3.2.1.3 Preparación
La naturaleza y la extensión de la preparación de sustratos influencia la capacidad general de usar los sustratos al afectar la proporción de sustancias ingresantes que interfieren de tal manera que influyen
directamente en la tecnología de la planta disponible.
Además, un proceso de preparación conveniente
puede tener un efecto positivo en la transición del
proceso de digestión, el que a su vez, afecta la utilización del potencial de energía de los sustratos.
Selección y remoción de sustancias interferentes
La necesidad de seleccionar y eliminar las sustancias
interferentes depende del origen y la composición del
sustrato. Las más comunes son las piedras. General-
Figura 3.5: Separador en tubo para los materiales densos
[DBFZ]
38
mente se depositan en el pozo pre-digestor de cuyo
fondo tienen que eliminarse regularmente. También se
utiliza separadores para materiales densos, generalmente ubicados directamente en el tubo de sustrato
frente a la faja controladora de alimentación (ver
Figura 3.5). Hay otras materias que tienen que eliminarse manualmente en el punto de ingreso del sustrato
o durante el llenado de las tolvas de alimentación. Es
muy probable que los materiales de bio-desperdicios
puedan contener sustancias interferentes. Cuando se
utiliza material de esta naturaleza como co-sustrato, se
debe hacer todos los esfuerzos para asegurar que no
esté cargado de sustancias interferentes. Los digestores
Figura 3.6: Receptor con aflojador [Konrad Pumpe GmbH]
de cajas modulares o de garajes, por el contrario, prácticamente no son afectados por sustancias interferentes,
debido a que los cargadores con ruedas y los agarres
son los principales medios de transporte de sustrato y
no hay contacto con bombas, válvulas o transportadores de tornillo sin fin u otros componentes de naturaleza similar que quedarían fácilmente dañados por sustancias interferentes. Los digestores de cajas modulares
o de garajes, por el contrario, prácticamente no son
afectados por sustancias que interfieren, debido a que
los cargadores con ruedas y los agarres son los principales medios de transporte de sustrato y no hay contacto con bombas, válvulas o transportadores de tornillo sin fin u otros componentes de naturaleza similar
que quedarían fácilmente dañados por sustancias que
interfieren.
Triturado
El triturado incrementa el área de superficie de los
sustratos agregados disponible para la biodegradación y en consecuencia para la metanización. En términos generales, aunque la división del tamaño de las
partículas efectivamente acelera la tasa de biodegradación, no necesariamente incrementa el rendimiento
de gas. La interacción del tiempo de residencia y el
grado de triturado es uno de los factores que influye
la producción de metano. De ahí la importancia de
adoptar la tecnología apropiada.
El equipo de triturado de sustratos sólidos puede
ubicarse externamente corriente arriba del punto de alimentación, en el pozo pre-digestor, tubo o digestor.
Éste incluye picadoras, molinos, chancadoras y ejes así
como transportadores de tornillo sin fin con desgarradoras y cortadoras (ver Figura 3.7). Los ejes con paletas
y transportadores de tornillo sin fin con cuchillas son
muy comunes en las unidades conjuntas de recepción y
medición (ver Figura 3.6). Dada la extensión de su aplicación, las propiedades de estos dispositivos de triturado se resumen separadamente para el manejo de sólidos directos con medición por medio de unidades de
recepción y medición combinadas (Tabla 3.3) o por procesamiento con molinos y picadoras (Tabla 3.4).
En contraste con la trituración de los sólidos antes
de la transferencia al pozo pre-digestor, la tubería o el
digestor, se puede convertir a pedazos pequeños los líquidos con sólidos o contenido fibroso directamente en
el pozo pre-digestor, en otros tanques de mezclado o en
la tubería. Esto puede ser necesario en el caso de los
sustratos y de las mezclas de sustratos cuya consistencia podría amenazar la operatividad del alimentador (generalmente una bomba). Los agitadores de triturado separados, ubicados en el pozo corriente arriba
del digestor, constituyen un medio de trituración. Sin
embargo, también es común ver triturado y bombeo conectados directamente en el tubo y lo mismo se aplica a
la combinación de unidades de triturado y bombeo.
Generalmente estas unidades son impulsadas con motores eléctricos y algunas están diseñadas para andar
sacando energía de un tractor PTO. Las Figuras 3.8 y
3.9 muestran dispositivos de triturado de varios diseños. Sus propiedades se resumen en las Tablas 3.5 a 3.7.
Humidificación para convertir la masa en puré, homogeneización
Se tiene que humedecer los sustratos para convertirlos
en un puré en el proceso de digestión húmeda de manera que puedan bombearse incrementando el contenido de agua y así puedan bombearse al digestor. Esto
generalmente ocurre en el pozo pre-digestor u otros
contenedores, justo antes de que se introduzca el sustrato en el proceso de digestión. El líquido utilizado
para humedecer es bosta líquida, digestato líquido
(proveniente de material prensado), agua de proceso o
–en casos excepcionales– agua dulce. La utilización de
digestato líquido puede reducir el consumo de agua
dulce. Una ventaja adicional es que incluso antes que
llegue al digestor, se inocula el sustrato con bacterias
semilla del proceso de digestión. En consecuencia, se
39
Tabla 3.3: Valores característicos y parámetros de procesos de la triturado en unidades de recepción y medición combinadas
Valores
característicos
• Las unidades estándares comercialmente disponibles son capaces de manejar hasta 50 m3 al día ((el
recipiente de retención o recepción del sustrato puede tener capacidad mucho mayor).
Conveniencia
• Ensilajes usuales, CCM, bosta animal (incluyendo de aves), desechos de pan, verduras
• Los rodillos con dientes o mezcladores de tipo gusano con cuchillas son más convenientes para
sustancias de fibra larga.
Ventajas
+
+
+
+
Desventajas
- Existe la posibilidad de que el material forme puentes encima de la herramienta del aparato de
triturado. Esta tendencia depende mucho de la forma de la tolva de recepción y el tipo sustrato.
- Si ocurre una avería, todo el material tiene que eliminarse manualmente.
Consideraciones
especiales
• Los ejes con paletas reducen el riesgo de que el material forme puentes por encima de la herramienta de
triturado.
Diseños
• Mezclador de pienso móvil con mezclador vertical de tipo gusano con cuchillas para el triturado
• Contenedor de recepción con cortadoras que descargan en transportadores de tornillo sin fin, a veces con
cuchillas, para triturado y transporte
• Contenedor de recepción con ejes de paletas desgarradoras para triturado y transporte
• Contenedor de recepción con transportadores de tipo picadora / equipo de picadora para triturado y
medición
Mantenimiento
• De acuerdo con la información proporcionada por los fabricantes, el equipamiento tiene un diseño que
requiere poco mantenimiento. Se dispone de contratos de mantenimiento.
• Debe ser posible llevar a cabo el mantenimiento durante los momentos en que se detiene la
alimentación.
Altas tasas de producción
Fácil de llenar con cargadores con ruedas o agarre
Gran capacidad de suministro para el control automática de triturado y de la alimentación
Equipo robusto
Tabla 3.4: Valores característicos y parámetros del proceso de los dispositivos externos de triturado
Valores
característicos
• Molinos: tasas de procesamiento bajas a medianas (por ejemplo, 1,5 t/h para una máquina de 30 kW)
• Picadoras: también se las puede calibrar para tasas altas de procesamiento
Conveniencia
• Ensilajes usuales, CCM, cereales, maíz en grano (generalmente es adecuado un molino)
• Papa, remolacha, desechos verdes (molino, picadora)
Ventajas
+
+
+
+
Desventajas
- El vaciado manual es necesario si la máquina se atraca o si la operación se interrumpe.
- Es relativamente tolerante a las sustancias interferentes, pero se pueden desgastar aceleradamente.
Consideraciones
especiales
• Se pueden instalar contenedores de recepción de varios tamaños.
• La altura del contenedor de recepción debe ser compatible con la maquinaria disponible en el fundo
agrícola.
Diseños
• Incluir molinos batidores, molinos de rodillos, picadoras (en principio también son posibles las
versiones móviles)
Mantenimiento
• Se puede contratar con el fabricante y es necesario, dependiendo de los sustratos trabajados.
• En el lugar puede almacenarse un stock de material triturado para cubrir los tiempos de parada por
mantenimiento.
Presenta fácil acceso al equipo en caso de una avería.
Se puede preparar un suministro de sustrato triturado y mantenerlo listo.
Se puede automatizar el llenado y combinarlo con unidades de recepción/depósito.
Se puede variar el grado de triturado.
puede aplicar este procedimiento con resultado particularmente provechoso luego de la higienización o en
el proceso conocido como proceso de flujo de pistón. El
uso de agua dulce como líquido para humedecer debe
evitarse siempre que sea posible debido a su alto costo.
Si se utiliza agua de los procesos de limpieza para humedecer la mezcla, debe recordarse que los desinfectantes pueden impedir el proceso de digestión debido a
40
que las sustancias de esta naturaleza tienen un efecto
negativo sobre la población de microorganismos dentro del digestor. La tecnología de bombeo que se utilice
para humedecer la mezcla se describe en la sección titulada ‘Transporte y alimentación del sustrato’.
La homogeneidad del sustrato es de gran importancia en términos de la estabilidad del proceso de digestión. Las severas fluctuaciones en la carga y en los cam-
Figura 3.7: Molino batidor y molino de rodillo para el triturado de sustratos sólidos [Huning Maschinenbau GmbH, DBFZ]
Tabla 3.5: Valores característicos y parámetros del proceso de los agitadores de triturado en el pozo pre-digestor
Valores
característicos
• Demanda de energía: dentro los órdenes usuales de magnitud para los agitadores más un adicional de
6 kW para agitadores de 5-15 kW
Conveniencia
• Bosta sólida, residuos de alimentos, de poda y recortes, paja
Ventajas
+ Los sólidos se descargan directamente en el pozo pre-digestor.
+ No se necesita más equipo.
Desventajas
- El contenido de materia seca en el digestor puede incrementarse sólo hasta el límite de capacidad de
bombeo del sustrato.
- Existe el riesgo de que se forme una capa de escoria y también de sedimentación dependiendo del
sustrato.
Consideraciones
especiales
• Si se alimenta los sólidos directamente al digestor, por ejemplo, por medio de unidades de medición, los
agitadores de triturado pueden también utilizarse dentro del digestor.
Diseños
• Generalmente con paletas que tienen cortadoras en las paletas o con cortadoras en el eje agitador
Mantenimiento
• Dependiendo del tipo de agitador, se puede realizar mantenimiento fuera del pozo pre-digestor o
digestor, sin interrumpir el proceso.
bios en la composición del sustrato requieren que los
microorganismos se adapten a las variaciones en las
condiciones y esto generalmente está vinculado a caídas en el rendimiento de gas. Los sustratos aptos para
bombeo son generalmente homogeneizados por agitadores en el pozo pre-digestor. Sin embargo, la homogeneización también puede producirse dentro del
digestor, si se bombea diferentes sustratos directamente y/o se los introduce al digestor por medio de una
alimentación de sólidos. La tecnología de los agitadores
es el tema de la sección titulada ‘Agitadores’. El mezclado en un pozo pre-digestor corresponde en términos
generales a los sistemas de reactores de tanques que
agitan el material (ver en la Sección 3.2.2.1, la sub-sección titulada ‘Proceso con mezclado completo (reactores con tanques que agitan el material)’).
Higienización
El cumplimiento con criterios legales para algunos
grupos de sustancias cruciales desde el punto de vista
epidemiológico y citohigiénico puede requerir que se
incluya pre-tratamiento térmico en la planta de biogás. El pre-tratamiento consiste en calentar la sustancia a una temperatura de 70 °C por al menos durante
una hora. Colocar el material en autoclaves es otro
método de matar gérmenes. En este proceso el sustrato recibe un pre-tratamiento de 20 minutos a 133 °C
y a una presión de 3 bar. Sin embargo, este método es
mucho menos común en la industria que la higienización a 70 °C. El tamaño de los recipientes utilizados
para la higienización depende de la tasa de procesamiento y lo mismo se aplica al insumo de energía de
manera que los co-sustratos higiénicamente problemáticos se higienizan normalmente antes de alimentarse al digestor. Ésta es una manera simple de asegurar que sólo se higienice las sustancias problemáticas
de tal manera que la etapa de higienización sea más
económica (higienización parcial del flujo). También
es posible la higienización de flujo completo de todo
el material de alimentación o del material pre-digerido. Una ventaja de la higienización de pre-digestor
41
Tabla 3.6: Valores característicos y parámetros del proceso de agitadores de triturado en las tuberías
Valores
característicos
• Elementos de triturado de placa perforada con una tasa de entrega de hasta 600 m3/h, los rangos de
energía del motor están entre 1,1 y15 kW
• Dispositivo de triturado de eje gemelo en línea basado en bombas de desplazamiento rotativo: las tasas
de triturado son de hasta 350 m3/h
• Los valores característicos dependen mucho del contenido de materia seca. La tasa de entrega decae
abruptamente a medida que incrementa el contenido de materia seca.
Conveniencia
• Los dispositivos de triturado de placa perforada son convenientes para sustratos con contenido de fibra.
• Los dispositivos de triturado de doble eje en línea son también convenientes para sustratos aptos para
bombear que altas proporciones de sólidos.
Ventajas
+ Presenta fácil acceso al equipo en caso de una avería.
+ Las unidades se abren y se les da servicio fácilmente en caso de atoro.
+ Las sustancias interferentes son atrapadas en una trampa separadora incorporada al equipo (dispositivo
de triturado de placa perforada).
Desventajas
- El contenido de materia seca en el digestor puede incrementarse sólo hasta el límite de la capacidad de
bombear el sustrato.
- Los sustratos que contienen sustancias interferentes pueden causar un desgaste acelerado (dispositivo
triturado de eje gemelo en línea).
Consideraciones
especiales
• Tiene que instalarse válvulas de compuertas para que las unidades puedan estar aisladas del tubo de
sustrato.
• Puede ser práctico contar con un bypass controlado por una válvula de compuerta para su utilización
en caso de avería.
• Se puede determinar los tamaños de partículas a lograrse por medio de la selección de tecnología de
corte o de rasgado.
Diseños
• Dispositivo de triturado de placa perforada: paletas rotativas antes de un colador
• Dispositivo de triturado de eje gemelo en línea: ejes que cuentan con herramientas cortadoras o
desgarradoras
Mantenimiento
• Se puede dar mantenimiento a las unidades independientes sin largos tiempos de parada.
• Las aperturas de acceso fácil aceleran la limpieza.
Figura 3.8: Triturado de sustrato en tuberías (con dispositivo de triturado de placa perforada) [Hugo Vogelsang Maschinenbau
GmbH]
es un cierto grado de descomposición térmica del sustrato el cual, por lo tanto, se fermenta más prontamente, aunque ello depende de sus propiedades.
Se puede llevar a cabo la higienización en tanques
herméticos, de acero inoxidable calentados. A menudo
se usa tanques de tipo convencional para el pienso del
ganado. Se monitoriza y documenta la higienización
por medio de instrumentos para verificar el nivel de lle42
nado, la temperatura y la presión. La temperatura del
sustrato por higienización es más alta que la temperatura del proceso prevaleciente dentro del digestor. En
consecuencia, el sustrato higienizado puede pre-calentar otros sustratos o se le puede alimentar directamente
y, de esta manera, calentar el digestor. Si no hay disposiciones para utilizar el calor residual del sustrato higienizado, se debe usar medios convenientes para enfriar
Tabla 3.7: Valores característicos y parámetros del proceso de los dispositivos de triturado combinados con tecnología de
transportador en unidades integradas
Valores
característicos
• Tasas de entrega de hasta 720 m3/h
• Altura de descarga hasta un máximo de 25 m
• El uso de energía: 1,7–22 kW
Conveniencia
• Los sustratos están aptos para bombeo con fibras largas.
Ventajas
+ Presenta acceso fácil al equipo en caso de una avería.
+ Las unidades se abren y se les da servicio fácilmente en caso de atoro.
+ No se necesita más equipo de transporte.
Desventajas
- El contenido de materia seca en el digestor puede incrementarse sólo hasta el límite de capacidad de
bombeo del sustrato.
- Sólo se puede triturar una pequeña proporción de flujo del material. La proporción de material
triturado puede incrementarse regresando repetidamente la materia bombeada al dispositivo de
triturado.
Consideraciones
especiales
• Se debe instalar válvulas de compuerta para que las unidades puedan estar aisladas del tubo de
sustrato.
• Puede ser práctico contar con un bypass controlado por una válvula de compuerta para su utilización
en caso de avería.
• Se puede determinar los tamaños de partículas a lograrse por medio de la selección de tecnología de
corte o de rasgado.
Diseños
• Bombas rotativas, impulsor con bordes cortantes y bombas para lugar seco o bomba sumergible
Mantenimiento
• Se puede dar servicio rápidamente a las bombas independientes sin paros prolongados. Las bombas
sumergibles se sacan fácilmente del sustrato para darles mantenimiento.
• Las aperturas para el mantenimiento reducen significativamente los tiempos de parada.
Tabla 3.8: Valores característicos y parámetros del proceso de los tanques de higienización
Valores
característicos
• Capacidad: específica a la planta, por ejemplo tanques de higienización de 50 m3 de capacidad
• Calentamiento: interno o en tanques enchaquetados
• Duración: el tamaño debe considerar debidamente el llenado, calentamiento y vaciado aparte de la
residencia durante una hora para la higienización (a 70 °C)
Conveniencia
• El substrato para los recipientes de higienización convencional tiene que ser apto para bombeo, lo que
significa que podría requerir pre-tratamiento antes de la higienización.
Consideraciones
especiales
• Es esencial contar con instrumentos de registro de datos de flujos de higienización.
• El sustrato higienizado no debe transferirse directamente al digestor mientras esté caliente porque la
biología dentro del digestor no resistiría las elevadas temperaturas (el agregado directo puede ser posible
en una planta de fermentación de flujo parcial).
• No se debe mezclar material higiénicamente problemático e higiénicamente aceptable.
• Se puede esperar que algunos sustratos contengan arena y materiales densos.
Diseños
• Tanques de acero inoxidable no enchaquetados dentro de la calefacción interna o tanques de acero
inoxidable enchaquetados con calentamiento en las paredes o intercambiadores de aire de contra-flujo
• A prueba de fugas de gas y conectado a un conducto de desplazamiento de gas o no a prueba de fugas
de gas con aire de expulsión conducido por un ducto fuera del tanque por medio de un purificador de
aire residual si es necesario
Mantenimiento
• El tanque debe tener al menos un pozo de acceso.
• Se debe cumplir con los reglamentos aplicables de salud y seguridad para el trabajo dentro de espacios
cerrados.
(También debe darse debida consideración a los reglamentos sobre seguridad para trabajo con gases).
• El equipo, como sensores de temperatura, agitadores, bombas, etc. tiene que recibir mantenimiento.
El tanque mismo debería ser del tipo que no necesita servicio.
el nivel de temperatura del digestor. La Figura 3.10
muestra ejemplos de tanques de higienización. Las propiedades específicas de los tanques de higienización se
resumen en la Tabla 3.8.
Descomposición preliminar aeróbica
En las plantas de digestión seca con digestores tipo garaje es posible integrar la aireación del sustrato en preparación del proceso de digestión en sí (ver 3.2.2.1, ‘Di43
Figura 3.9: Bomba sumergible con bordes cortantes en el
rotor como ejemplo de dispositivo de triturado y bomba
combinados en una unidad integrada [ITT FLYGT Pumpen
GmbH]
Figura 3.10: Higienización con re-enfriamiento
[TEWE Elektronic GmbH & Co. KG]
seños de digestores’). Los procesos de compostaje por
introducción de aire se asocian con el calentamiento
del sustrato a aproximadamente 40 a 50 °C. La descomposición preliminar toma entre dos y cuatro días.
Sus ventajas son una división celular incipiente y el calentamiento espontáneo del material, cuyos resultados
incluyen menor necesidad de elementos de calentamiento en el digestor. Sin embargo, por el lado negativo las sustancias orgánicas han pre-reaccionado y ya
no están disponibles para la producción de biogás.
Hidrólisis
Una alta tasa de carga orgánica en un proceso de fase
única da pie a la posibilidad de que se desequilibre la
biología del proceso en el digestor, en otras palabras,
de que la acidogénesis progrese más rápido durante la
digestión primaria y secundaria que la degradación de
ácidos durante la metanogénesis [3-19]. La alta tasa de
carga orgánica en combinación con tiempos de residencia cortos tiene también un efecto de disminución de la
utilización del sustrato. En el peor de los casos y condi44
ciones, puede ocurrir acidificación y la biología del digestor colapsa. Se puede contrarrestar esto ubicando
los procesos de hidrólisis y acidificación en tanque separados corriente arriba del digestor mismo, o creando
un espacio separado dentro del digestor por medio de
separaciones internas especiales (por ejemplo, un digestor de dos fases). La hidrólisis puede ocurrir en condiciones aeróbicas y anaeróbicas y funciona a valores
de pH entre 4,5 y 7. Las temperaturas de 25 a 35 °C son
generalmente suficientes, pero se puede incrementar la
temperatura a 55 o 65 °C para aumentar la tasa de reacción. Los tanques pueden ser tanques de retención de
varios tipos (verticales, horizontales) equipados con
agitadores apropiados, elementos de calefacción y aislamiento, etc. La alimentación de estos tanques puede
ser continua o por lotes. Es importante recordar que el
gas de la hidrólisis contiene una gran proporción de hidrógeno. En una planta en operación aeróbica y gases
de hidrólisis que ventean en la atmósfera, esto puede
significar pérdidas de energía por encima del volumen
de biogás generado. También hay un problema de seguridad involucrado porque el hidrógeno mezclado
con el aire atmosférico puede formar una atmósfera explosiva.
Desintegración
Desintegración significa la destrucción de la estructura
de la pared celular, permitiendo la liberación de todo el
material de la célula. Ésta es una manera de incrementar la disponibilidad del sustrato para los microorganismos acelerando las tasas de descomposición. Se utilizan procesos térmicos, químicos, bioquímicos y
físicos/mecánicos para promover la ruptura celular. Las
posibilidades incluyen el calentamiento a < 100 °C a
presión atmosférica normal o > 100 °C en presión elevada; hidrólisis como se ha descrito anteriormente; adición de enzimas; o utilización de desintegración ultrasónica, como uno de los métodos mecánicos de
fomentar la descomposición celular. La industria está
discutiendo las ventajas de estos procesos. Por otro
lado, la eficacia de los procesos individuales depende
mucho del sustrato y su pre-tratamiento. Los otros procesos necesitan invariablemente más calor y/o energía
eléctrica. A su vez, esto tiene un efecto directo sobre la
eficacia en relación con el posible rendimiento adicional que se pueda obtener de la planta. Si se está considerando la integración de procesos de este tipo, los planificadores deben sustentar el beneficio efectivo de una
etapa de desintegración por ejemplo por medio de
pruebas y análisis adicionales del sustrato a utilizarse y
mediante un estudio costo/beneficio de la mayor inversión frente a mayores ganancias.
3.2.1.4 Transporte y alimentación
Desde el punto de vista de la biología del proceso, un
flujo continuo de sustrato a través de la planta de biogás constituye el escenario ideal para un proceso de
digestión estable. Esto es virtualmente posible de lograr en la práctica de manera que la norma es la alimentación semi-continua del sustrato en el digestor Se
añade el sustrato en una serie de lotes a lo largo del
día. En consecuencia, todo el equipamiento necesario
para el transporte del sustrato no está en operación
continua. Esto es extremadamente importante para el
diseño.
La elección de tecnología para el transporte y la alimentación depende principalmente de la consistencia
del sustrato. Se tiene que hacer una distinción entre la
tecnología para sustrato apto para ser bombeado y la
tecnología para sustrato apilable.
La temperatura del sustrato debe tomarse en cuenta
para la alimentación. Las grandes diferencias entre la
temperatura del material y la temperatura del digestor
(como las que pueden ocurrir luego de la alimentación
pos-higienización o cuando el digestor se carga durante el invierno) tienen un efecto grave en la biología
del proceso y esto, a su vez, puede hacer que disminuya el rendimiento de gas. Regularmente se adopta
intercambiadores de calor y pozos pre-digestores calentados como soluciones técnicas para contrarrestar
estos problemas.
Transportes de sustratos para bombeo
Las bombas impulsadas por motores eléctricos son el
medio más común para transportar sustratos para
bombeo en las plantas de biogás. Se pueden controlar
con temporizadores o computadoras que controlan
los procesos. De esta manera, todo el proceso puede
ser automatizado íntegramente o sólo por partes. En
muchos instancias, el transporte de sustrato dentro de
la planta de biogás se maneja íntegramente por medio
de una o dos bombas ubicada centralmente en una cabina de control o en una casa de bombas. La tubería se
tiende de tal manera que todas las situaciones operativas (por ejemplo, alimentación, vaciamiento completo
de los tanques, averías, etc.) se controlan por medio de
válvulas de compuerta de fácil acceso o automáticas.
La Figura 3.11 muestra un efecto de ubicación de
bombas y tuberías en una planta de biogás.
Es importante asegurarse que las bombas sean de
fácil acceso con suficiente espacio de trabajo libre alrededor. Incluso a pesar de medidas de precaución y de
un buen pre-tratamiento de sustrato, las bombas pueden atascarse y es necesario liberarlas rápidamente.
Figura 3.11: Bomba según la planta de biogás
[WELtec BioPower GmbH]
Otro punto que hay que recordar es que las partes
móviles de las bombas son partes de desgaste. Como
trabajan en condiciones difíciles en las plantas de biogás, se las debe reemplazar de tiempo en tiempo pero
sin necesidad de cerrar la planta. En consecuencia, se
debe instalar válvulas de cierre de tal modo que se
pueda aislar las bombas del sistema de tubería para
darles mantenimiento. Las bombas casi siempre tienen un diseño rotatorio o de desplazamiento positivo,
como las que se usan para bombear bosta líquida.
La conveniencia de las bombas en términos de energía y capacidad de entrega depende en gran medida
del sustrato, el grado de preparación del sustrato y el
contenido de materia seca. Los dispositivos de triturado con cortadores o picadores y separadores de materias extrañas pueden instalarse directamente corriente arriba para proteger las bombas. Otra
posibilidad es utilizar bombas con equipo de bombeo
que ya está preparado para el triturado.
Bombas rotatorias
Las bombas rotatorias son comunes en el bombeo de
bosta líquida. Son particularmente apropiadas para
sustratos fluidos. Una bomba rotatoria tiene un impulsor que gira dentro de un cuerpo fijo. El impulsor
acelera el medio y el incremento resultante en la velocidad del flujo se convierte en presión en la boquilla
de descarga de la bomba rotatoria. La forma y el tamaño del impulsor pueden variar dependiendo de las
necesidades. La bomba impulsora cortadora (ver
Figura 3.9) es un tipo especial de bomba rotatoria. El
impulsor tiene bordes cortantes endurecidos diseñados para triturar el sustrato. Ver los valores característicos y parámetros del proceso en la Tabla 3.9.
45
Tabla 3.9: Valores característicos y parámetros del proceso de las bombas rotatorias [3-1]
Valores
característicos
• Presión de la bomba: hasta 20 bar (en la practica la presión normalmente en menor)
• Tasa de entrega de 2 m3/min a 30 m3/min
• Uso de energía: por ejemplo 3 kW a 2 m3/min, 15 kW a 6 m3/min, depende mucho del sustrato
• Generalmente para sustratos con < 8% de contenido DM
Conveniencia
• Utiliza sustratos fluidos con bajo contenido de materia seca. Se permiten proporciones bajas de paja.
Ventajas
+ Diseño simple, compacto y robusto
+ Alta tasa de entrega
+ Versátil (también utilizable como bomba sumergible)
Desventajas
- No se auto-ceba, por lo que debe ubicarse por debajo del nivel del piso del sustrato; por ejemplo, en un
eje o pozo.
- No es conveniente para medir sustrato.
Consideraciones
especiales
• La tasa de entrega depende mucho de la presión de la bomba o cabeza.
Diseños
• Como bomba sumergible o para ubicación en seco. También disponible como bomba cortadora para el
triturado. Las bombas sumergibles están disponibles con la transmisión por debajo o por encima de la
superficie del sustrato.
Mantenimiento
• Es más difícil en el caso de las bombas sumergibles. Sin embargo, el acceso es relativamente fácil
mediante las aperturas de remoción.
• Se debe cumplir con los reglamentos aplicables de salud y seguridad para el trabajo dentro del digestor.
• Las paradas tienden a ser ligeramente más largas que para otros tipos de bombas.
Figura 3.12: Bomba de tornillo de rotor único excéntrico [LEWA HOV GmbH + Co KG]
Bombas de desplazamiento positivo
Se utiliza bombas de desplazamiento positivo para
bombear sustratos semi-líquidos con alto contenido
de materia seca. Se utiliza bombas de desplazamiento
positivo para bombear sustratos semi-líquidos con
alto contenido de materia seca. Esto hace que el control de la bomba corresponda más cerca de una medición precisa del sustrato. La estabilidad de presión de
estas bombas auto-cebables es mejor que la de las
bombas rotatorias, lo cual significa que la tasa de entrega depende mucho menos de la cabeza. Las bombas de desplazamientos positivos son relativamente
susceptibles a las sustancias interferentes, de tal manera que conviene instalar dispositivos de triturado y
separadores de materias extrañas para proteger las
bombas contra elementos gruesos y fibrosos del sustrato.
46
Las bombas de desplazamiento rotatorio y las bombas de tornillo de rotor único excéntrico son las que se
usan más comúnmente. Las bombas de tornillo de rotor único excéntrico tienen un rotor en forma de sacacorchos que corre por dentro de un estator hecho de un
material que se recupera elásticamente. La acción del
rotor produce un espacio de avance en el que se transporta el sustrato. La Figura 3.12 muestra un ejemplo.
Los valores característicos y parámetros del proceso
aparecen en la Tabla 3.10.
Las bombas de desplazamiento rotatorio tienen dos
pistones rotatorios que rotan en sentido opuesto con
dos a seis lóbulos en un cuerpo oval. Los dos pistones
rotan uno en sentido contrario del otro y ruedan uno en
sentido del otro con poca separación parcial y radial.
Ninguno se toca ni toca el cuerpo de la bomba. Su geometría es tal que en cualquier posición se mantiene el
Tabla 3.10: Valores característicos y parámetros del proceso de las bombas de tornillo de rotor único excéntrico
Valores
característicos
• Presión de la bomba: hasta 48 bar
• Tasa de entrega de 0,055 m3/min a 8 m3/min
• Uso de energía: por ejemplo 7,5 kW a 0,5 m3/min, 55 kW a 4 m3/min. Depende mucho del sustrato
Conveniencia
• Es conveniente para bombear sustratos viscosos con poca proporción de sustancias interferentes y
sustancias de fibra larga.
Ventajas
+
+
+
+
Desventajas
- Presenta tasas de entrega más bajas que las bombas rotatorias.
- Se dañan fácilmente si funcionan en seco.
- Las sustancias interferentes (piedras, sustancias de fibra larga, pedazos de metal) la afectan fácilmente.
Consideraciones
especiales
• La tasa de entrega depende muchísimo de la viscosidad; entrega estable a pesar de las fluctuaciones en
presión.
• Se puede incluir un dispositivo de protección contra el funcionamiento de seco.
• Su uso está muy expandido en el tratamiento de aguas servidas.
• El estator normalmente puede ajustarse para acomodarse a la tasa de entrega y al sustrato y para
compensar el desgaste.
• Se dispone de dirección de bombeo reversible en diseño especial.
Diseños
• Como bomba ubicada en seco
Mantenimiento
• Es muy durable.
• El diseño es en sí mismo fácil para el servicio, la paradas son cortas gracias al diseño de cambio rápido
de la transmisión de tonillo.
Se auto-ceba.
Presenta un diseño simple y robusto.
Es conveniente para medir sustrato.
Es reversible.
Figura 3.13: Bomba de desplazamiento rotatorio (izquierda), principio operativo (derecha) [Börger GmbH (izquierda), Vogelsang
GmbH]
sello entre el lado de la succión y el lado de la descarga
de la bomba. La bomba jala succiona para llenar los espacios en el lado de la succión y transporta el material
hacia el lado de descarga. La Figura 3.13 ilustra el principio operativo de la bomba de desplazamiento rotatorio. Ver los valores característicos y parámetros del proceso en la Tabla 3.11.
Transportes de sustratos apilables
El transporte de sustratos apilables es una característica
de las plantas de digestión húmeda hasta la alimentación de material o la etapa de humidificación para convertirlo en puré con líquido del proceso. La mayor
parte del trabajo puede hacerse con cargadores de diseño convencional. Sólo cuando ocurre la alimentación
automática se utilizan los alimentadores de barrido,
empujadores elevados y transportadores de tornillo.
Los alimentadores de barrido y los empujadores elevados pueden mover virtualmente todos los sustratos
apilables de manera horizontal o hacia arriba a lo largo
de planos ligeramente inclinados. Sin embargo, no
puede utilizarse para medir. Permiten la utilización de
tanques de depósitos muy grandes. Los transportadores de tornillo pueden transportar sustrato apilables
prácticamente en cualquier dirección. Los únicos prerequisitos son la ausencia de piedras grandes y el triturado del sustrato al punto en que pueda ser captado
por el gusano y encaje dentro de los giros del mecanismo transportador del gusano. A menudo se combina sistemas de alimentación automática para sustra47
Tabla 3.11: Valores característicos y parámetros del proceso de las bombas de desplazamiento rotatorio
Valores
característicos
• Tasa de entrega de 0,1 m3/min a 16 m3/min
• Uso de energía: aproximadamente 2 a 55 kW
Conveniencia
• Es conveniente para sustratos viscosos y aptos para el bombeo.
Ventajas
+
+
+
+
+
+
+
+
Presenta un diseño simple y robusto.
Se auto-ceba hasta una columna de agua de 10 m
Es conveniente para medir sustrato.
Puede bombear más materia entrante más gruesa y sustancias fibrosas que las bombas de tornillo de
rotor único excéntrico.
No afecta el funcionamiento en seco.
Compacta
El mantenimiento es fácil.
La reversibilidad es estándar.
Consideraciones
especiales
• Las altas velocidades rotatorias de hasta 1300 rpm son buenas para la optimización del desempeño.
• Los medio-forros ajustables optimizan la eficiencia y durabilidad reduciendo el juego.
Diseños
• Como bomba ubicada en seco
Mantenimiento
• El diseño mismo hace que sea fácil darle mantenimiento. Las paradas son cortas.
Tabla 3.12: Valores característicos y parámetros del proceso de los pozos pre-digestores
Valores
característicos
• Es hechos de concreto impermeable al agua, usualmente concreto armado.
• El tamaño depende de la necesidad de taponar la cantidad de sustrato necesario para al menos uno o
dos días de procesamiento.
Conveniencia
• Es conveniente para los sustratos agitables y aptos para el bombeo.
• También es conveniente para sustratos apilables si se instala una tecnología de triturado apropiada .
Consideraciones
especiales
• Es posible una buena homogeneización y mezcla de los sustratos.
• Se puede formar un asentamiento de capa de piedras.
• Se debe prever la remoción de las capas de asentamiento por medio de un sumidero de la bomba, pozo
de recolección o mecanismo de espátula.
• Es aconsejable cubrir el pozo pre-digestor para controlar las emisiones de olores.
• La materia sólida en el material de alimentación puede crear atoros, escorias y sedimentos.
Diseños
• Pozos y tanques, redondos o rectangulares con la parte superior a nivel del suelo o proyectada por encima
del nivel del suelo, con acceso desde el cargador con ruedas hacia el rellenador
• Los pozos ubicados más alto que el digestor tienen ventajas porque el diferencial hidráulico puede ser
suficiente para dispensar el material hacia las bombas..
• La tecnología para la circulación del sustrato puede ser la misma que la se utiliza en los digestores..
Mantenimiento
• Si el diseño carece de provisiones para eliminar el material de la capa de asentamiento, este material tiene
que eliminarse manualmente.
• Aparte de esto, no hay virtualmente ningún gasto de mantenimiento. El mantenimiento de distintos
elemento técnicos del equipamiento se describe en las secciones correspondientes.
tos apilables con el equipo de carga para formar una
unidad única en la planta de biogás.
Las plantas de digestión seca que operan con el
principio de caja modular son muy comunes. En ellas
los cargadores con ruedas frecuentemente son los
únicos medios de transporte requeridos para el sustrato apilable, o las cajas se llenan directamente a partir de remolques trailer con alimentadores de barrido
u otras máquinas similares.
Alimentación de sustratos para bombeo
Los sustratos para bombeo alimentan generalmente el
digestor por pozos de pre-digestión de concreto por
48
debajo el nivel del piso que no son permeables al sustrato en los que se tampona y donde se homogeneiza
los residuos de la bosta. El tamaño del pozo pre-digestor debe permitir que el pozo tampone las cantidades
necesarias para que sea suficiente para al menos uno o
dos días de procesamiento. Frecuentemente se usa
para este propósito los pozos que usan los fundos
agrícolas para la bosta líquida. Si la planta de biogás
no tiene una provisión separada para la alimentación
directa de co-sustratos, el pozo de pre-digestión es el
lugar donde también se mezclan los sustratos apilables, triturados y homogeneizados y si es necesario en
puré con líquidos del proceso para producir mezclas
Figura 3.14: Pre-digestor o pozo de recepción en la alimentación [Paterson, FNR; Hugo Vogelsang Maschinenbau GmbH]
de bombeo (ver la sub-sección titulada ‘Alimentación
indirecta a través del pozo pre-digestor’). Los parámetros de los pozos pre-digestores se resumen en la
Tabla 3.12. La Figura 3.14 muestra un ejemplo.
También se puede bombear los co-sustratos líquidos
con un adaptador de tanque estandarizado en el digestor o un tanque de recepción de cualquier tipo conveniente. En estas circunstancias los tanques de recepción
deben, por supuesto, adaptarse tecnológicamente para
ajustarse a las propiedades del sustrato. Las necesidades técnicas en este respecto pueden incluir, por ejemplo, materiales de tanque químicamente resistentes,
condiciones para el calentamiento, agitadores y control
de olores o cubiertas a prueba de fugas de gas.
Alimentación de sustratos apilables
Se puede alimentar al digestor con materia sólida ya
sea de manera directa o indirecta. La alimentación indirecta consiste en introducir primero los sustratos
apilables al pozo pre-digestor o dentro del tubo de sustrato que va al digestor (Ver Figura 3.15). La alimentación directa permite cargar directamente los sustratos
sólidos al digestor, pasando por alto la humidificación
para convertirlos en puré con el líquido del proceso en
el pozo pre-digestor o en el tubo de sustratos líquidos
(Ver Figura 3.16). De esta manera, se puede introducir
co-digestatos independientemente de la bosta líquida
y a intervalos regulares [3-8]. Además, también es posible incrementar el contenido de materia seca en el digestor, aumentando así la productividad del biogás.
Alimentación indirecta por pozo pre-digestor
Si la planta de biogás no tiene una provisión separada
para la alimentación directa de co-sustratos, el pozo
pre-digestor es el lugar en donde se mezclan los sus-
tratos apilables, triturados y homogeneizados y, si es
necesario, convertirse en puré con líquido del procesamiento para producir mezclas para bombeo. Ésta es la
razón para equipar los pozos pre-digestores con agitadores, posiblemente combinados con herramientas de
rasgado y corte para triturar del sustrato. Si se procesa
sustratos que contienen sustancias interferentes, el
pozo pre-digestor también funciona como separador
de piedras y de capas de sedimentos, que pueden consolidarse y eliminarse con alimentadores de barrido y
transportadores de tornillo [3-3]. Si se cubre el pre-digestor para evitar las emisiones de olores, el diseño de
la cubierta debe ser fabricado de tal manera que no
impida la exposición la remoción directa de materia
asentada del pozo.
Los cargadores con rueda u otras máquinas móviles son los que se utilizan para el llenado, aunque a
veces también se usan sistemas de carga de materia
sólida automatizados. La mezcla de materia sólida y
líquido se transporta entonces al digestor usando
bombas apropiadas. Los parámetros de los pozos predigestores se resumen en la Tabla 3.12. La Figura 3.14
muestra un ejemplo.
La alimentación indirecta dentro del líquido entubado
También se puede alimentar sustratos sólidos como
los bio-residuos, el ensilaje y la bosta sólida al líquido entubado por medio de dispositivos de medición como bombas de tolva (ver Figura 3.17) como
una alternativa a la alimentación por un pozo predigestor. Se puede forzar el sustrato sólido dentro
del tubo de sustrato líquido o se puede entubar directamente el fluido líquido a través de la tolva de
sustrato sólido. La alimentación puede también estar acompañada por el triturado de primera etapa de
49
Tabla 3.13: Valores característicos y parámetros del proceso de alimentación por medio de transportadores de tornillo
Valores
característicos
• El material es usualmente acero especialmente en lugares cerrados.
• La alimentación al digestor se realiza de manera horizontal, vertical o en ángulo descendente.
• Se descarga justo por debajo de la superficie líquida.
• Son necesarias las válvulas manuales y automáticas si el nivel de llenado de digestor está por encima de
la parte superior de la tolva de recepción.
Conveniencia
• Acepta todos los co-sustratos apilables comunes que contienen también piedras más pequeñas que los
giros del transportador de tornillo.
• Los sustratos o picados y de fibra larga pueden ser problemáticos.
Ventajas
+ La dirección del transporte no es de importancia.
+ Es conveniente para la automatización.
+ Se puede alimentar digestores múltiples a partir de una tolva de recepción (con un tornillo
transportador hacia arriba que alimente dos tornillos de compactación separados).
Desventajas
- Presenta abrasión en los revestimientos del transportador de tornillos y en los tornillos.
- Es sensible a las piedras algo más grandes y otras sustancias interferentes (dependiendo del tamaño
giro de tornillo).
Consideraciones
especiales
• Se puede utilizar para transportar sustratos humedecidos para convertirlos en puré.
• Se tiene que evitar el escape del gas por el tornillo.
• La medición por peso es posible con los tornillos si se coloca equipo de pesaje apropiado en la tolva de
entrada.
• Ocupa el espacio directamente al lado del digestor.
• La altura de llenado de la tolva por encima del nivel del piso y el tamaño de la apertura de la tolva
deben corresponder con el equipo de carga disponible en el fundo agrícola.
Diseños
• Tornillo compactador de tolva de recepción que transporta verticalmente, horizontalmente o
diagonalmente al digestor
• Tornillo de transportador hacia arriba para elevar el sustrato (transporte vertical)
• Versatilidad para combinarse con sistemas de recepción de varios tipos (por ejemplo tolva, contenedor
de fondo de barrido, tráiler mezclador de pienso)
Mantenimiento
• Debido a que posee partes móviles, se tiene que tener en cuenta el gasto periódico en mantenimiento.
• Se requiere intervención manual para eliminar los atascamientos o sustancias interferentes atrapadas.
• El mantenimiento del tornillo que alimenta al digestor requiere paradas prolongadas.
la materia del sustrato. La tasa de entrega del dispositivo de alimentación puede adaptarse para adaptarse al contenido de DM y a la cantidad de sustrato
a añadirse. El líquido alimentado por tubería puede
ser bosta líquida de un pozo pre-digestor / recipiente del sustrato del reactor o de los tanques de almacenamiento de digestato. Este tipo de sistemas se
usan también en plantas de biogás medianas a grandes porque el diseño modular garantiza una cierta
flexibilidad y un grado de salvaguarda contra las fallas [3-17].
La Tabla 3.13 resume las características más importantes de los sistemas de alimentación indirecta.
Alimentación directa por ariete
Una configuración de alimentación con un alimentador
de ariete usa la energía hidráulica para embutir los sustratos directamente al digestor a través de una apertura
lateral, cerca del fondo. Al ser inyectados cerca del fondo
de esta manera los sustratos se saturan en bosta líquida y
esto reduce el riesgo de que se forme escoria. El sistema
tiene barrenas mezcladoras que rotan en sentido contrario haciendo caer los sustratos al cilindro que está debajo
50
a la vez que trituran las sustancias de fibra larga [3-1].
Generalmente, el sistema de alimentación está ligado o
instalado directamente por debajo de una tolva receptora. Los valores característicos de los alimentadores de
ariete se resumen en la Tabla 3.14. La Figura 3.18 muestra un ejemplo.
Alimentación directa por transportadores de tornillo
Cuando se usa transportadores de tornillo para alimentar, los tornillos compactadores fuerzan el sustrato hacia dentro del digestor a un nivel por debajo de la superficie del líquido. Esto es suficiente para asegurar
que el gas no pueda escapar del digestor a través del
hilo del tornillo. El diseño más simple es con la unidad
de medición sobre el digestor de tal manera que sólo
sea necesario un transportador de tornillo vertical para
la carga. Otras configuraciones requieren transportadores de tornillo ascendentes para llevar el sustrato hacia arriba por encima del digestor. El transportador de
tornillo toma el material desde cualquier recipiente de
recepción y el recipiente de recepción mismo puede estar equipado con herramientas de triturado [3-8]. Los
valores característicos de los sistemas de alimentación
Figura 3.15: Alimentación indirecta de sólidos (esquema) [3-1]
Figura 3.16: Alimentación directa de sólidos (esquema) [3-1]
Figura 3.17: Las bombas de tolva con bombas de desplazamiento rotatorio integrado (izquierda) y bomba de tornillo de rotor
único excéntrico (derecha) [Hugo Vogelsang Maschinenbau GmbH (izquierda), Netzsch Mohnopumpen GmbH]
con transportadores de tornillo se resumen en la
Tabla 3.15. La Figura 3.19 muestra un ejemplo por medio de una ilustración.
Éste es un método de contenido de materia seca creciente en un digestor que opera con bosta líquida
como sustrato base [3-8].
Conversión de la biomasa en papilla
Los co-digestatos (por ejemplo remolachas) se trituran
hasta alcanzar una consistencia para bombeo con las
máquinas que se usan normalmente en el procesamiento de remolachas. El contenido de materia seca
residual puede ser hasta de 18%. Los sustratos licuados se almacenan en recipientes apropiados y se bombean directamente hacia adentro del digestor, pasando por alto el pozo pre-digestor, con las unidades
descritas en la sección de ‘Transporte y alimentación’.
Esclusas
Las esclusas son una solución muy robusta y práctica
para la alimentación de sustrato. Se las llena fácilmente
por medio de cargadores con ruedas y también permiten que se añada muy rápidamente grandes cantidades de sustrato. Esta técnica de alimentación se encuentra todavía en plantas más antiguas y pequeñas.
Es muy barata y en principio no requiere mantenimiento. Su conexión directa con el digestor, sin embargo, puede dar lugar a considerables problemas de
51
Tabla 3.14: Propiedades de la bomba de tolva para alimentación de sólidos dentro del líquido entubado
Valores
característicos
• Tasa de entrega, retención: 0,5-1,1 m3/min (dependiendo del tipo de bomba y de la suspensión
bombeada)
• Tasa de entrega, sólidos: aproximadamente 4-12 t/h (alimentación por gusano de eje gemelo con
triturado)
Conveniencia
• Es conveniente para sustratos pre-triturados en gran medida libres de sustancias interferentes.
Ventajas
+
+
+
+
Desventajas
- En algunos casos es afectado por sustancias interferentes (piedras, sustancias de fibra larga, pedazos de
metal).
Consideraciones
especiales
• Son posibles en un solo paso el triturado, el mezclado y humidificación para convertir el material en
puré.
• Es posible cualquier método de transporte de materia sólida (cargador con ruedas, transportador,
unidades de recepción/depósito).
• La alimentación en fase líquida se hace por bomba separada.
Diseños
• Como unidad en lugar seco
• Alimentación en gusano de eje único o eje gemelo de los sustratos al líquido entubado / a la unidad de
la bomba, tornillos transportadores con una parte dentada para el triturado del sustrato
• Los tipos preferidos de bomba son: bomba de desplazamiento rotatorio y bombas de tornillo de rotor
único excéntrico, a veces integradas en la bomba de tolva.
Mantenimiento
• El diseño mismo hace que sea fácil darle mantenimiento. Las paradas son cortas.
Posee altas capacidades de succión y descarga.
Presenta un diseño disponible y robusto, con protección contra el desgaste en algunos casos.
Es conveniente para medición.
El triturado se realiza con herramienta de rasgado en los transportadores con gusano alimentador.
Figura 3.18: Alimentación de biomasa apilable al digestor con alimentador de ariete [PlanET Biogastechnik GmbH]
malos olores y permitir que el metano se escape del digestor. Por eso, es una técnica que ya no se encuentra
en plantas nuevas [3-17].
Alimentación de sustratos apilables en digestión
seca (digestores tipo garaje)
Los digestores de tipo caja son de acceso fácil para los
vehículos con ruedas de tal manera que las plantas en
operación no cuentan con alimentación automatizada.
Tanto la alimentación como el vaciado se realizan utilizando equipo de transporte agrícola convencional,
52
generalmente cargadores con ruedas.
Válvulas, accesorios y tuberías
Las válvulas, accesorios y tuberías deben ser a prueba
del medio y resistentes a la corrosión. Las válvulas y
accesorios así como los acoples, las válvulas de compuerta de cierre, las trampas de retención en un solo
sentido, los puertos de limpieza y los medidores de
presión deben ser de fácil acceso y operables y también deben de instalarse de tal manera que estén libres de daño por congelamiento. Las Reglas de
Tabla 3.15: Valores característicos y parámetros del proceso de los alimentadores de ariete
Valores
característicos
• El material es usualmente acero especial; en lugar cerrado para el ariete alimentador
• Alimenta hacia dentro del digestor: horizontal. Es posible la alimentación en la parte inferior del
digestor.
• Son necesarias las válvulas manuales y automáticas si el nivel de llenado de digestor está por encima de
la parte superior de la tolva de recepción.
Conveniencia
• Acepta todos los co-sustratos apilables comunes, incluyendo sustrato de fibra larga y sustratos con
piedras dado su conveniente diseño de transportador con gusano.
Ventajas
+ En gran medida no arroja olores.
+ Posee muy buena capacidad de medición.
+ Es conveniente para la automatización.
Desventajas
- Existe riesgo de formación de capa de sedimento en el digestor si el sustrato alimentado por el ariete, ya
que el sedimento se aglomera y el acceso de los microorganismos al digestor no es muy óptimo.
- Sólo es posible la alimentación horizontal del sustrato.
- Sólo se puede alimentar un digestor desde la tolva de recepción.
Consideraciones
especiales
• El adaptador de alimentación debe sellarse para impedir el paso del líquido.
• La altura de llenado de la tolva por encima del nivel del suelo y el tamaño de la apertura de la tolva
deben corresponder al equipo de carga disponible en el fundo agrícola.
• El fabricante incluye cuchillas cruzadas para romper el atascamiento del ariete y esto parece sumamente
práctico teniendo en cuenta el riesgo de aglomeración del sustrato.
• Ocupa el espacio directamente al lado del digestor.
• Es posible la medición basada en el peso con la alimentación por ariete si se equipa a la tolva de
recepción con equipo apropiado para pesaje.
Diseños
• Ariete hidráulico con transportadores de gusano utilizando ya sea energía hidráulica o eléctrica
• Versatilidad para combinarse con sistemas de recepción de varios tipos (por ejemplo tolva, contenedor
de fondo de barrido, tráiler mezclador de pienso)
Mantenimiento
• Debido a que posee partes móviles, se tiene que tener en cuenta el gasto periódico en mantenimiento.
• El mantenimiento del alimentador de ariete puede requerir un tiempo de parada considerable, también
posiblemente junto con el vaciado del digestor.
Figura 3.19: Alimentación de biomasa apilable dentro del digestor con transportadores de tornillo [DBFZ]
Seguridad para Sistemas de Biogás emitidas por la
Agencia Alemana de Salud y Seguridad Ocupacional
Agrícola contienen información sobre los reglamentos para tuberías, válvulas y accesorios y pueden ser
útiles para lograr el cumplimiento de las leyes y códigos de ingeniería respecto de las propiedades de los
materiales, precauciones seguridad y pruebas de fugas para la operación segura de las plantas de biogás
[3-18]. Un factor extremadamente importante es la
necesidad de proveer medios convenientes para eliminar el condensado de todo el tendido de tuberías,
sin excepción, o de tender las tuberías con suficiente
caída para asegurar que el ligero asentamiento o pandeo no vaya a producir puntos elevados no deseados
a lo largo del tendido. Debido a las bajas presiones en
el sistema, cantidades muy pequeñas de condensado
53
Tabla 3.16: Valores característicos de las válvulas, accesorios y tubería para los tubos que retienen el líquido
Valores
característicos
• Material de tuberías: PVC, HDPE, acero o acero especial, dependiendo de la carga media y del nivel de
presión
• Conexiones de diseño embridado, soldado o pegado
• El diámetro de los tubos para presión debe ser de 150 mm. Los tubos que no están bajo presión (tubos
de reboce y retorno) deben ser de 200–300 mm en diámetro, dependiendo del sustrato.
• Todos los materiales deben ser químicamente resistentes al sustrato y aptos para operar a la presión
máxima de la bomba (tubería presurizada).
Consideraciones
especiales
• Las válvulas de compuerta en cuña forman un buen sello, pero las sustancias interferentes las ensucian
fácilmente.
• Las válvulas de compuerta tipo cuchilla cortan las sustancias fibrosas.
• Se debe utilizar mecanismos de cierre de acción rápida y cabezal de bola para los tubos que se tiene que
desconectar rápidamente.
• Todas las válvulas, accesorios y tuberías deben estar convenientemente protegidos contra el
congelamiento. Se tienen que equipar con aislamiento para manejo de sustrato tibio.
• Siempre se debe tender los tubos con 1-2% de pendiente para facilitar su vaciado.
• Se debe establecer la ruta de la tubería para evitar el reflujo del sustrato desde el digestor al pozo predigestor.
• Cuando se tiende tubería bajo tierra, se debe asegurar de que la sub-base está bien compactada antes de
instalarla.
• Se debe instalar una válvula de compuerta corriente arriba de cada trampa de retención en un solo
sentido, en caso de que las sustancias interferentes impidan que la trampa de retención de una vía se
cierre correctamente.
• La tubería de fierro forjado no es una buena elección porque la formación de depósitos es mayor que en los
tubos de plástico de superficie lisa, por ejemplo.
Tabla 3.17: Valores característicos de las válvulas, accesorios y tuberías para los tubos de retención de gas
Valores
característicos
• Material de entubado: HDPE, PVC, acero o acero especial (no se usa tubería de cobre ni de otros metales
no ferrosos)
• Conexiones de diseño embridado, soldado pegado o roscado
Consideraciones
especiales
• Todas las válvulas, accesorios y tuberías deben estar protegidos convenientemente contra el
congelamiento.
• Siempre se debe establecer las rutas de la tubería con una caída constante para evitar la acumulación
indeseada de condensado (riesgo de atascamiento).
• Todos los tubos que retienen gas deben prever el drenaje del condensado; el desaguado debe hacerse por el
ducto para el condensado.
• Todas las válvulas y accesorios deben de ser de fácil acceso para poder dar mantenimiento fácilmente y para
que un operador pueda trabajar fácilmente en una posición segura.
• Cuando se tienen tubos bajo tierra, asegurarse de que la sub-base esté bien compactada antes de instalar
la tubería y de que toda la tubería está libre de tensiones y deformaciones. Si es necesario, incluir
adaptadores de desfogue o codos en U.
Figura 3.20: Tuberías, válvulas y accesorios de la estación de bombeo, y válvulas de cierre [DBFZ]
54
Figura 3.21: Plataforma de trabajo entre dos tanques y dispositivos de alivio de presión (izquierda); tubería de gas con
compresora de soplado de aire (derecha) [MT-Energie GmbH (left), DBFZ (derecha)]
puede ser suficientes para causar un bloqueo completo. Los parámetros más importantes para los tubos
de retención de líquidos y los tubos de retención gas
se resumen en las Tablas 3.16 y 3.17, respectivamente.
Las Figuras 3.20 y 3.21 muestran ejemplos a manera
de ilustración.
3.2.2 Recuperación del biogás
3.2.2.1 Diseños de digestores
Los vínculos entre el diseño de digestores y el proceso
de fermentación son muy estrechos. La fermentación
del sustrato se puede lograr por procesos con mezclado completo (reactores de tanques con agitación),
procesos de flujo de pistón o procesos especiales.
Posee procesos con combinación total (reactores con
tanque de agitación).
Se utiliza reactores cilíndricos, verticales con tanque
de agitación principalmente en las plantas agrícolas
para la producción de biogás. En este momento
(2009), este tipo se usa en aproximadamente el 90% de
las instalaciones. El digestor consiste de un tanque con
fondo de concreto y lados de acero o de concreto armado. El tanque se puede ubicar ya sea por completo
o en parte bajo tierra o en superficie.
La cobertura sobre el tanque es a prueba de fugas de
gas, aunque las especificaciones del diseño pueden
variar dependiendo de las necesidades y del modo de
construcción. Las coberturas de concreto y de láminas
de plástico son las más comunes. El sustrato es agitado por agitadores ubicados dentro o al lado del
reactor. La Table 3.18 enumera las propiedades específicas. La Figura 3.22 muestra una sección a través de
un reactor de este tipo. Los distintos tipos de agitador
se tratan en más detalle en la Sección 3.2.2.3.
Proceso de flujo de pistón
Las plantas de biogás con flujo de pistón (la versión de
digestión húmeda también se conoce como sistema de
tanque de flujo continuo) usa el efecto de expulsión
del alimento de sustrato fresco para crear un flujo de
pistón a través de un digestor de sección redonda o
cuadrada. Normalmente se logra el mezclado transversal en la dirección del flujo por medio de ejes con
paletas o de desviadores especialmente diseñados. La
Tabla 3.19 representa las propiedades características
de este tipo de planta.
En términos generales existen digestores de flujo
de pistón horizontales y verticales. Prácticamente todos los digestores utilizados en plantas agrícolas son
del tipo horizontal. En la actualidad, son pocos los digestores verticales que operan bajo el principio del
flujo de pistón y por ello no aparecen en este estudio.
Las Figuras 3.23 a 3.25 ilustran de manera esquemática ejemplos de digestión húmeda y seca.
Los digestores generalmente son tanques horizontales de acero, construidos en fábricas y luego entregados en el sitio. Esto requiere transporte de los
digestores hasta el sitio, lo cual es posible sólo hasta
un determinado tamaño de tanque. Los usos posibles
son como digestores principales de pequeñas plantas
o como digestores preliminares de plantas más grandes con reactores de tanques con agitadores (tanques
redondos). Las baterías de digestores horizontales de
operación en paralelo pueden aumentar la capacidad
de procesamiento.
El principio del flujo de pistón reduce la posibilidad de descargar no intencionalmente sustrato no di55
Tabla 3.18: Propiedades de los reactores de biogás con flujo de pistón, tal como se describe en [3-1] y [3-3]
Valores
característicos
• Tamaño: digestores horizontales de hasta 800 m3, digestores verticales de hasta 2500 m3
• Material: principalmente acero y acero especial, también concreto armado
Conveniencia
• Digestión húmeda: conveniente para sustratos para bombear con alto contenido de materia seca
• Digestión seca: equipamiento de agitación y transporte adaptable al sustrato
• Diseñado para alimentación semi-continua o continua
Ventajas
+
+
+
+
Desventajas
- Se necesita espacio para los tanques.
- No hay inoculación del material fresco o la inoculación debe hacerse por retorno del digestato como
material semilla.
- Es económico solamente en pequeña escala.
- El reactor debe vaciarse por completo si se requiere dar servicio al agitador.
Diseños
• Como reactores de flujo de pistón con sección transversal redonda o cuadrada
• Puede ser horizontal o vertical, pero normalmente es horizontal.
• En un reactor vertical, el flujo de pistón se establece usualmente por partes internas verticales y rara vez
por partes internas horizontales.
• Se puede operar con o sin equipo de mezclado.
Consideraciones
especiales
• Se debe contar con entradas para todos los dispositivos y tubos que requieran conexión.
• Se tiene que instalar una válvula de alivio para la cámara de gas por razones de seguridad.
Mantenimiento
• Es necesario al menos un pozo de acceso para poder llegar al interior del reactor en caso de avería.
Es apto para plantas compactas, de diseño económico y tamaño reducido.
Las etapas de digestión están separadas en el flujo de pistón.
El diseño elimina la formación de escoria y las capas de asentamiento.
Los tiempos de residencia son tal como se prevén debido a que el diseño impide en gran medida
cortocircuitos del flujo.
+ Los tiempos de residencia son cortos.
+ Se puede calentar eficazmente. El diseño compacto ayuda a minimizar las pérdidas de calor.
+ Digestión seca: se puede utilizar agitadores potentes, confiables y que ahorren energía
Tabla 3.19: Propiedades de los reactores de biogás de tanques con agitación, tal como se describe en [3-1] y [3-3]
Valores
característicos
• Es posible llegar a tamaños de más de 6 000 m3 pero el control del mezclado y del proceso se hace más
complejo a medida que el tamaño aumenta.
• Generalmente están hechos de concreto o acero.
Conveniencia
• En principio es apto para todo tipo de sustratos, preferiblemente sustratos para bombeo con contenido
bajo o mediano de materia seca.
• El equipamiento de agitación y transporte debe ser adaptado al sustrato.
• Proporciona retorno de digestato si el alimento es únicamente cultivo energético.
• Es conveniente para alimentación continua, semi-continua e intermitente
Ventajas
+ El diseño es económico cuando el volumen del reactor es de más de 300 m3.
+ La operación es variable en configuraciones de flujo continuo o tanque de flujo continuo/tampón.
+ Dependiendo del diseño, se puede dar servicio al equipo normalmente sin vaciar el digestor.
Desventajas
- Los cortocircuitos del flujo son posibles de manera que no se puede establecer con seguridad el tiempo
de residencia.
- Se puede formar capas de escoria y sedimento.
Consideraciones
especiales
• Se recomienda la remoción de sedimentos para algunos sustratos (por ejemplo, bostas de aves y
sedimento de cal), piso de barrido con transportador de descarga en tornillo.
Diseños
• Tanque cilíndrico vertical ya sea por encima de la superficie o parte superior a nivel del suelo
• El equipo de mezclado debe ser muy potente. Si sólo se fermenta la bosta líquida en la circulación
neumática del digestor, es viable la inyección de biogás.
• Medios de re-circulación: agitadores de motor sumergible ubicados dentro del espacio cerrado del
reactor, agitador axial en un ducto vertical central, re-circulación hidráulica con bombas externas, recirculación neumática por inyección de biogás por un ducto vertical, re-circulación neumática por
inyección de biogás en grandes áreas a través de boquillas en la parte inferior del reactor
Mantenimiento
• El pozo de acceso facilita el ingreso.
56
Figura 3.22: Reactor con tanque de agitación con agitador de eje largo y otros elementos internos [Anlagen- und Apparatebau
Lüthe GmbH]
gerido del reactor y se puede mantener el tiempo de
residencia de manera muy confiable para todo el material [3-3].
establecido en el mercado. Los digestores de caja de
concreto armado son muy usados para fermentar los
sustratos a granel como el maíz y el ensilaje de pastos.
En el proceso por lotes los digestores se llenan con
biomasa y están sellados herméticamente. Los microorganismos en el sustrato semilla se mezclan a través
del sustrato fresco para inocularle calor al sustrato de
primera fase en la que se alimenta el digestor de aire.
Tiene lugar un proceso de compostaje asociado con la
liberación de calor. Cuando la biomasa llega a la temperatura operativa se cierra el suministro de aire. Una
vez que se ha consumido el suministro del oxígeno
entrante, los microorganismos se activan y la biomasa
se convierte en biogás como en la digestión húmeda.
El biogás queda atrapado en las cabezas de gas conectadas al digestor y conectadas por tuberías para la extracción de energía [3-1].
Las baterías de 2 a 8 cajas han mostrado ser prácticas y el esquema más común es una batería de cuatro
cajas. Este esquema es suficiente para lograr una producción de gas semi-continua.
Una batería de digestores también debería tener un
tanque de lixiviado para captar el líquido que se filtra
de los reactores para que éste también pueda convertirse en biogás. El lixiviado también se rocía sobre la
masa de fermentación del reactor para inocular el material. La Figura 3.26 muestra un ejemplo de un digestor tipo caja.
Procesos en lote
Los procesos en lote usan contenedores móviles o digestores tipo caja estacionarios. Estos procesos han logrado madurez comercial en años recientes y se han
Procesos especiales
Aparte de los procesos muy comunes para la digestión húmeda y digestión seca tal como se describe anteriormente, existen otros procesos que no son ade-
Figura 3.23: Reactor de flujo de pistón (digestión húmeda)
[3-4]
Figura 3.24: Reactor de flujo de pistón (digestión seca)
[Strabag-Umweltanlagen]
57
Figura 3.25: Reactores de flujo de pistón; ejemplos en campo, cilíndrico (izquierda), sección de caja, con reservorio de gas
superior (derecha) [Novatech GmbH (izquierda), DBFZ (derecha)]
Figura 3.26: Ejemplo de digestores de caja; batería de digestores [Weiland, vTI] y puerta de digestor de caja [Paterson, FNR]
cuadamente clasificables en estas categorías. Han
aparecido varios enfoques nuevos pero por el momento no se puede evaluar qué importancia cobrarán
en el futuro.
En la parte oriental de Alemania existen procesos
especiales de digestión húmeda que son muy populares y utilizan un método de dos cámaras para mezclar
el sustrato (el proceso ‘Pfefferkorn’ denominado así
por el nombre del inventor que desarrolló el principio). En un digestor de este tipo el sustrato se re-circula hidráulicamente por la acumulación automática
de la presión que resulta de la producción del gas y bajando la presión soplándola cuando se alcanza una
presión calibrada pre-definida. Esto elimina la necesidad de usar electricidad para la agitación. La desventaja es que el diseño estructural del digestor es más
complejo. En el sector agrícola se ha construido más de
50 plantas de biogás con esta tecnología con capacidades de los digestores entre 400 y 6000 m3, principalmente para la digestión de bosta líquida con un bajo
contenido de cultivos energéticos y para la digestión
de desagüe-lodo líquido. La Figura 3.27 es una vista de
corte de un digestor de dos cámaras.
58
Figura 3.27: Digestor de dos cámaras [ENTEC
Environment Technology Umwelttechnik GmbH]
También han surgido varias adaptaciones especiales de la digestión seca en lotes. Independientemente
de las diferencias, todos estos diseños tienen en común que deben darse en un espacio cerrado para los
sustratos a granel.
La digestión en túneles plásticos es una solución
muy práctica que ha evolucionado a partir de la tecnología de ensilaje. Un túnel plástico a prueba de fugas
de gas de hasta 100 metros de largo colocado en una
losa de concreto calentable se llena con material de alimento. El biogás se saca por una cabeza integral y se
entuba hacia una unidad de CHP.
Un sistema con carga por la parte superior se conoce como un reactor de lote secuencial (SBR). El sustrato se humedece solamente por percolación periódica hasta que el alimento se sumerge en líquido.
Un nuevo desarrollo es una digestión en dos etapas en digestores de cajas agitadas. Los gusanos dentro de los digestores homogeneizan el material, los
transportadores de tornillo lo acarrean a la siguiente
etapa. Los digestores en lote no tienen puertas. En vez
de ello, el material de alimentación a granel se introduce y se descarga por transportadores de tornillo
completamente encapsulados.
Un proceso de digestión seco/húmedo en dos etapas requiere una cámara de caja para la hidrólisis y
lixiviación del material de alimentación. El líquido de
la hidrólisis y la lixiviación se bombea a un tanque de
hidrólisis. Este tanque alimenta la etapa de metanización. El proceso es capaz de iniciar y detener la metanización en unas cuantas horas y, por lo tanto, es conveniente para la integración en un suministro bruto de
capacidad confiable. Ver una vista de conjunto de los
diseños especiales en la Figura 3.28.
3.2.2.2 Estructura de los digestores
En términos generales, los digestores consisten en un
tanque de digestión como tal, térmicamente aislado,
además de un sistema de calentamiento, sistemas de
mezclado y sistemas de descarga para los sedimentos
y el sustrato utilizado.
Diseño del tanque
Los tanques del digestor están hechos de acero, de
acero especial o de concreto armado.
El concreto armado se hermetiza suficientemente
por saturación de agua. La humedad requerida para
este propósito está contenida en el sustrato y el biogás.
Los digestores se fraguan en el sitio utilizando concreto
de fraguado in situ (CIP) o ensamblados a partir de
partes pre-fabricadas o pre-fraguas. Los tanques de
concreto pueden colocarse en parte o por completo en
el subsuelo si es que las condiciones del subsuelo son
convenientes. La cobertura del tanque puede hacerse
de concreto y las tapas de concreto de los tanques que
están por debajo de la superficie pueden diseñarse para
que soporten el paso de vehículos. El biogás se almacena separadamente en un tanque externo de almacenamiento de gas. Los digestores diseñados también
para el almacenamiento de gas tienen tapas a prueba
de fuga de gas hechas de láminas de plástico de calibre
pesado. A partir de un determinado tamaño de tanque
se necesita una columna central que soporte el peso de
una tapa de losa de concreto. Si el trabajo no es profesional, existe el riesgo de que se raje la losa de tapa. En
el pasado, no era poco común ver rajaduras, fugas y corrosión del concreto, y en los casos extremos los digestores quedaban afectados por estos problemas y tenían
que ser demolidos.
El uso de concreto de alta densidad y la planificación profesional de los digestores son esenciales para
evitar problemas de esta naturaleza. La Asociación Federal de la Industria de Cemento Alemana ha publicado su conjunto de instrucciones LB 14 para el sector
de construcción agrícola titulado Concreto para Tanques en Plantas de Biogás [3-13]. Estas instrucciones incluyen las recomendaciones de la Asociación respecto
de los requisitos aplicables a la calidad del concreto utilizado en los digestores de concreto armado. Los indicadores clave de desempeño para el uso de concreto
para la construcción de plantas de biogás se describen
en la Tabla 3.20. En las instrucciones de la Asociación
de la Industria del Cemento se añade información adicional para el sector de construcción agrícola LB 3 [310] y LB 13 [3-11]. La Figura 3.29 muestra un digestor
de concreto armado en construcción.
Los tanques hechos de acero y acero especial se colocan sobre bases de concreto a las que están conectados. Se utilizan bandas de metal laminado y arrollado
así como planchas de acero soldadas o empernadas.
Las uniones empernadas deben ser selladas adecuadamente. Los digestores de acero siempre son diseñados para colocarlos en la superficie. En la mayoría de
los casos, la estructura del techo se utiliza para el almacenamiento de gas y se utiliza láminas de plástico
de calibre pesado a prueba de fugas de gas. La
Tabla 3.21 representa los valores característicos y las
propiedades de acero. Ejemplos se muestran en la
Figura 3.30.
3.2.2.3 Mezcla y agitación
Por varias razones es importante que los contenidos
de digestor se mezclen por completo:
- para la inoculación de sustrato fresco por contacto
con el material semilla en la forma del fluido del digestor biológicamente activo;
59
Figura 3.28: Ejemplos de construcciones especiales de digestión seca; reactor de lotes secuenciales (izquierda), digestor de caja
con tanque con agitación (centro), etapa de metanización del proceso de digestión seco/húmedo y tanque externo de
almacenamiento de gas (derecha) [ATB Potsdam (izquierda), Mineralit GmbH (centro), GICON GmbH (derecha)]
Figura 3.29: Un digestor de concreto en construcción
[Johann Wolf GmbH & Co Systembau KG]
- para la distribución uniforme de calor y nutrientes
dentro del digestor;
- para la prevención del asentamiento y formación de
capas de escoria, y de las rupturas de las capas si
llegaran a formarse;
- para la buena extracción de gas del biogás a partir
del sustrato.
El sustrato de fermentación se mezcla mínimamente
por medio de la introducción de sustrato fresco por flujos de convección térmica y por las burbujas de gas que
se elevan a través de la masa en fermentación. Sin embargo, este mezclado pasivo no es suficiente de manera
que el proceso de mezclado tiene que ser asistido de
manera activa.
El mezclado puede ser mecánico por medio de sistemas como los agitadores dentro del reactor, hidráulico por bombas colocadas cerca y afuera del digestor
o neumático soplando biogás dentro del tanque.
Los últimos dos de estos métodos son menos importantes. En Alemania, los mezcladores o agitadores
mecánicos se utilizan en 85 a 90% de las plantas [3-1].
60
Mezclado mecánico
El sustrato se mezcla mecánicamente por medio de
agitadores. Se puede hacer una distinción entre la acción de cizallamiento y los agitadores de amasado. La
viscosidad y el contenido de materia seca del medio
son los factores que definen en tipo de agitador utilizado. Las combinaciones de ambos son frecuentes.
Trabajan conjuntamente para un mejor efecto.
Los agitadores operan continua o intermitentemente. La práctica ha demostrado que los intervalos de
agitación tienen que optimizarse empíricamente caso
por caso para acomodarse a las especificidades de la
planta de gas, las cuales incluyen las propiedades del
sustrato, el tamaño del digestor, la tendencia a la formación de escoria y otros. Por razones de seguridad, es
mejor agitar más frecuentemente y por periodos más
largos luego del arranque de la planta. Con la experiencia puede optimizarse la duración y la frecuencia de intervalos y la configuración de los agitadores. Se puede
usar distintos tipos de agitador para este propósito.
Los agitadores con motores sumergibles (SMA) se
utilizan frecuentemente en los digestores verticales
que operan bajo el principio del tanque con agitación.
Se distingue entre los SMA de alta velocidad con propulsores con dos o tres cuchillas y los SMA de baja
velocidad con dos grandes cuchillas de rotor. Estos
agitadores con acción de cizallamiento pueden ser
impulsados por motores eléctricos con y sin cambios.
Están completamente sumergidos en el sustrato de tal
manera que sus cubiertas tienen que estar enchaquetadas para resistir a la corrosión y para ser herméticas
ante la presión del agua y, de esta manera, se enfrían
por el medio circundante [3-1]. Los valores característicos para los agitadores de tipo propulsor con motor
sumergidos aparecen en la Tabla 3.22. La Figura 3.31
muestra ejemplos.
Una ubicación alternativa para el motor de un agitador de eje largo basado en cizallamiento es al final
Tabla 3.20: Valores característicos y parámetros del proceso del concreto para tanques en plantas de biogás [3-10] [3-11] [3-13]
Valores
característicos
• Para los digestores en el espacio humedecido líquido C25/30; el espacio de gas C35/45 o C30/37 (LP)
para componentes con exposición al congelamiento, para pozos pre-digestores y piscina de bosta
líquida = C25
• Si se implementa medios convenientes para proteger el concreto, es posible reducir la resistencia
mínima requerida del concreto
• La proporción agua-cemento es de 0,5 para los pozos pre-digestores y para las piscinas de bosta líquida
es de 0,6.
• El límite del ancho de rajaduras es = 0,15 mm.
• La cobertura de concreto sobre el armado es de al menos 4 cm interiormente.
Conveniencia
• Es conveniente para todos los tipos de digestores (horizontales y verticales) y pozos.
Ventajas
+ La base y el digestor pueden ser un elemento estructural único.
+ Es posible el ensamblaje parcialmente con pre-formados.
Desventajas
- Sólo puede fraguarse el concreto cuando no haya congelamiento.
- El tiempo de construcción es más largo que para los reactores del acero.
- Es difícil hacer aperturas luego de construido.
Consideraciones
especiales
• Si se instala elementos de calentamiento en la base de losa de concreto, se tiene que prever que habrá
tensiones y deformaciones inducidas térmicamente.
• La estructura debe ser confiablemente a prueba de fugas de gas.
• Para evitar el daño, se tiene que diseñar el armado del concreto de manera que soporte los esfuerzos y
deformaciones que resultan de deltas de temperatura a veces considerables en la estructura.
• En particular, las superficies de concreto no cubiertas permanentemente por sustrato (espacio de gas)
deben cubrirse (por ejemplos, con epóxido) para protegerlas contra el ataque de ácidos.
• A menudo las autoridades exigen la instalación de un sistema de detección de fugas
• Se debe asegurar la resistencia a los sulfatos (utilizar cemento de alta resistencia al sulfato, cemento HS).
• En consecuencia, el análisis estructural para la planificación del tanque o tanques del digestor tiene que
ser muy exhaustivo y específico según el lugar para evitar rajaduras y daños.
Tabla 3.21: Valores característicos y parámetros del proceso del acero para tanques en plantas de biogás
Valores
característicos
• Acero estructural galvanizado/esmaltado St 37 o acero especial V2A en el espacio de gas corrosivo de
4A
Conveniencia
• Es conveniente para todos los digestores horizontales y verticales y para los pozos.
Ventajas
+ Es posible el pre-fabricado, por tanto los periodos de construcción son menores.
+ Es flexible para hacerle aperturas.
Desventajas
- Se puede fraguar la base sólo en periodos en que no haya congelamiento.
- Generalmente se necesitan algunos medios extra de soporte para los agitadores.
Consideraciones
especiales
• En particular las superficies que no están constantemente inmersas en el sustrato (espacio de gas) tienen
que estar hechas del material de alto grado o se les debe aplicar un revestimiento protector conveniente
para impedir la corrosión.
• Toda la estructura debe ser a prueba de fugas de gas, particularmente las conexiones en las bases y el
techo.
• A menudo, las autoridades exigen la instalación de un sistema de detección de fugas.
• Es absolutamente esencial evitar el daño a los revestimientos protectores de los tanques de acero
estructural.
de un eje del agitador colocado oblicuamente a lo
largo del digestor. El motor está afuera del digestor y
el eje pasa a través de una glándula a prueba de filtraciones de gas en la losa que tapa el digestor o en un
punto en la pared lateral cerca de la parte superior en
caso de un reactor con cubierta de lámina plástica.
Los ejes pueden estar apoyados en soportes extra en
la base del digestor y dotados de uno o más propulsores de pequeño diámetro o agitadores de gran diá-
metro. La Tabla 3.23 presenta los valores característicos de los agitadores de eje largo. La Figura 3.32
muestra algunos ejemplos.
Los agitadores axiales son otro medio de lograr un
mezclado mecánico basado en el cizallamiento del sustrato dentro del digestor. Son comunes en las plantas de
biogás en Dinamarca y operan continuamente. Rotan en
un eje que usualmente baja desde el centro del techo del
digestor. La velocidad de entrada del motor de transmi61
Figura 3.30: Un digestor de acero especial en construcción [Anlagen- und Apparatebau Lüthe GmbH]
sión montado fuera del digestor se transmite hacia abajo
a no más de unas cuantas revoluciones por minuto. Estos agitadores están diseñados para crear un flujo constante dentro del digestor y la dirección de la circulación
es hacia abajo cerca del centro y hacia arriba a los lados.
La Tabla 3.24 resume los valores característicos y los parámetros del proceso de los agitadores axiales. La Figura
3.33 muestra un ejemplo.
Agitadores de paleta (o de rueda con paletas) son
de baja velocidad y tienen agitadores de eje largo. El
efecto removedor se logra no por acción de cizallamiento sino amasando el sustrato. En sustratos con un
gran contenido de materia seca se logra un buen mezclado. Estos agitadores se utilizan en reactores que tienen tanques verticales con agitación y en digestores
horizontales de flujo de pistón.
En los digestores horizontales el eje del agitador es
necesariamente horizontal. Este eje porta las paletas
que agitan el sustrato. El flujo de pistón horizontal se
mantiene por alimentación en lotes de material fresco
al digestor. Los agitadores a menudo tienen bobinas de
calentamiento integradas a los ejes y a los brazos agitadores (ver Figura 3.23) para calentar el sustrato. El agitador opera por periodos cortos a baja velocidad varias
veces al día. Los valores característicos se presentan en
la Tabla 3.25.
En los digestores con tanques de agitación verticales , el eje de agitador horizontal es cortado sobre una
estructura de soporte de acero. No es posible cambiar
la orientación del eje. Se logra un buen mezclado dentro del digestor con un agitador de cizallamiento. La
Figura 3.24 muestra un ejemplo. La Tabla 3.25 presenta una lista de las propiedades.
Mezclado neumático
Algunos fabricantes ofrecen mezclado neumático del
sustrato pero no es de mayor importancia para las
62
plantas de biogás agrícola.
El mezclado neumático implica soplar biogás dentro del digestor a través de boquillas a nivel del piso.
El gas burbujea hacia arriba a través del sustrato y
crea movimiento vertical, mezclando el sustrato.
La ventaja de estos sistemas es que los componentes mecánicos necesarios para el mezclado (bombas y
compresores) se ubican fuera del digestor y, por lo
tanto, se desgastan poco. Estas técnicas no son convenientes para romper la escoria, de tal manera que se
puede utilizar solamente para sustratos fluidos con
baja tendencia a la formación de escoria. La Tabla 3.26
lista los valores característicos de los sistemas para el
mezclado neumático.
Mezclado hidráulico
Cuando se mezcla hidráulicamente, se fuerza el sustrato dentro del digestor por medio de bombas y horizontalmente, u horizontal y verticalmente, por boquillas del agitador rotatorio. El sustrato tiene que
extraerse y retornarse de tal manera de los contenidos
del digestor se agiten tanto como sea posible.
Los sistemas mezclado hidráulico también tienen
la ventaja de tener los componentes mecánicos necesarios para el mezclado fuera del digestor. En consecuencia, se gastan poco y su mantenimiento es fácil. El
mezclado hidráulico no es bueno para romper la escoria, de tal manera que se puede utilizar únicamente
para sustratos fluidos que tienen sólo poca tendencia
a formar escoria. Respecto de la tecnología de bomba
calibradora, también es importante la información de
la Sección 3.2.1.4. La Tabla 3.27 proporciona una visión en conjunto de los valores característicos y parámetros del proceso del mezclado hidráulico.
Remoción del sustrato digerido
Los digestores del reactor con tanque de agitación tie-
Tabla 3.22: Valores característicos y parámetros del proceso de agitadores de tipo propulsor de motor sumergido [3-2], [3-16], [3-17]
Valores
característicos
General:
• El tiempo de trabajo depende del sustrato y tiene que determinarse durante la fase de mantenimiento
de la planta.
• Se puede instalar dos o más agitadores en digestores grandes.
Propulsor:
• Operación intermitente de alta velocidad (500 a 1500 rpm)
• Rango de potencia: hasta 35 kW
Rotor de cuchillas grandes:
• Operación intermitente de baja velocidad (50 a 120 rpm)
• Rango de potencia: hasta 20 kW
Conveniencia
• Conveniente para todos los sustratos para digestión húmeda en digestores verticales.
• No conviene para viscosidades sumamente altas.
Ventajas
Propulsor:
+ Crea flujo turbulento, entonces hay muy buen mezclado en el digestor y se puede fragmentar la escoria
y capas de sedimentos.
+ Posee muy buena movilidad de manera que es posible tener mezclado selectivo en toda las partes del
digestor.
+ Se puede lograr muy buena mezcla en el digestor.
+ Produce un flujo menos turbulento, pero una acción de cizallamiento más alta por kWel consumido en
comparación con SMA de altas velocidades.
Desventajas
General:
- Debido a los rieles de guía hay muchas partes móviles dentro del digestor.
- El mantenimiento requiere abrir el digestor aunque normalmente no es necesario el vaciado (si se
instala un winche).
- Es posible la formación de escoria y el asentamiento debido al mezclado intermitente.
Propulsor:
- Posible cavitación en sustratos ricos en materia seca (el agitador ‘le da vuelta a su propio jugo’)
- La orientación del agitador tiene que fijarse antes del arranque inicial.
Consideraciones
especiales
• Las glándulas que hacen pasar los tubos guía a través de la losa superior del digestor deben ser a
prueba de fugas de gas.
• Control de operaciones intermitentes por medio de temporizadores, por ejemplo, o algún otro medio
apropiado de control del proceso
• La tapa del motor debe estar completamente sellada contra líquidos. Algunos fabricantes incluyen
detección automática de fugas dentro de la cobertura del motor.
• El enfriamiento del motor debe mantenerse confiablemente incluso a pesar de altas temperaturas en el
digestor.
• Con los convertidores de frecuencia es posible el control de velocidades variables y el arranque suave.
Diseños
Propulsor:
• Motores eléctricos con propulsor sin caja de cambios, o con reducción de cambios y sumergibles
• Diámetros del propulsor de hasta 2,0 m aproximadamente.
• Material: a prueba de corrosión, acero especial o fierro forzado revertido
• Motores eléctricos sin caja de cambios, o con reducción de cambios y sumergibles con rotores de dos
cuchillas.
• Diámetro del motor: desde 1,4 a 2,5 m
• Material: acero especial o fierro forjado revestido resistente a la corrosión, las cuchillas están hechas de
plástico o de resina de epoxi reforzada con fibra de vidrio
Mantenimiento
• En algunos casos es difícil porque el motor tiene que levantarse hacia afuera del digestor.
• Tiene que incluirse en el digestor ventanillas para el mantenimiento y para sacar el motor.
nen normalmente un rebose que funciona sobre el
principio del sifón para impedir el escape del gas. El
sustrato digerido también puede bombearse. Se aconseja agitar el material antes de extraerlo de un tanque
de digestato. Esto da consistencia y calidad uniforme
al bio-fertilizador para el usuario final, por ejemplo en
agricultura. Los agitadores con una transmisión PTO
son aceptable buenos para aplicaciones de esta naturaleza. El equilibrio económico mejora porque el equipo
no necesita un motor permanente. Puede ser más bien
63
Tabla 3.23: Valores característicos y parámetros del proceso de agitadores de eje largo
Valores característicos
Propulsor:
• Velocidad mediana alta (100–300 rpm)
• Rango de potencia disponible: hasta 30 kW
• Baja velocidad (10–50 rpm)
• Rango de potencia disponible: 2-30 kW
General:
• El tiempo de trabajo y la velocidad dependen del sustrato, a determinar durante la fase de evaluación
de la planta.
• Material: Resistente a la corrosión, acero revestido, acero especial
Conveniencia
• Es conveniente para todos los sustratos en digestión húmeda, solamente en digestores verticales.
Ventajas
+
+
+
+
Desventajas
- La ubicación es estacionaria de manera que existe el riesgo de un mezclado incompleto.
- En consecuencia, existe la posibilidad de que se formen capas de escoria y sedimentos en partes del
digestor.
- Si el mezclado es intermitente, es posible la formación de sedimento y escoria.
- Los motores ubicados fuera del tanque pueden causar problemas debido a las molestias de ruido del
motor y los cambios.
- Los rodajes y ejes dentro del digestor pueden fallar. Si surgen problemas puede ser necesario vaciar
parcial o completamente el digestor.
Consideraciones
especiales
• Las glándulas que soportan el eje del agitador deben ser a prueba de fuga de gas.
• El control de operaciones es intermitente debido a los temporizadores, por ejemplo, o algún otro
medio apropiado de control del proceso.
• Con los convertidores de frecuencia, es posible controlar las velocidades variables y el arranque
suave.
Diseños
• Motores eléctricos fuera del tanque con/sin cambios, ejes del agitador en el tanque con uno o más
propulsores o rotores de dos cuchillas (también si se aplica con herramientas para triturado. Ver la
sección “Triturado”)
• En algunos casos, el extremo del eje en el soporte del fondo del digestor es flotante o está montado
sobre un eslabón giratorio.
• Es posible tener un adaptador para la transmisión PTO.
Mantenimiento
• El mantenimiento del motor es fácil porque está situado fuera del digestor. No se requiere
interrumpir el proceso.
• Las reparaciones del propulsor y del eje son difíciles porque hay que sacarlos del digestor o bajar el
nivel de llenado del digestor.
• Se debe incluir en el digestor ventanillas de acceso para mantenimiento.
• Se debe cumplir con los reglamentos aplicables de salud y seguridad para el trabajo dentro del
digestor.
Se puede lograr muy buena mezcla en el digestor.
Prácticamente no hay partes móviles dentro del digestor.
Aparte del digestor, la transmisión no requiere mantenimiento.
Si la operación es continua puede evitarse la formación de asentamiento y escoria.
acoplado a un motor de tractor para agitar el digestato
cuando está listo para bombeo.
En los digestores horizontales, el flujo de pistón
producido por la alimentación de sustrato fresco descarga el material digerido a través de un rebose o un
tubo de descarga situado por debajo del nivel de la superficie del sustrato.
Figura 3.31: Propulsor SMA (izquierda), sistema de tubo
guía (centro), rotor de cuchillas grandes SMA (derecha)
[Agrartechnik Lothar Becker (izquierda, centro), KSB AG]
64
Figura 3.32: Agitadores de eje largo con dos cuchillas de agitación con y sin soporte del extremo del eje en el fondo del digestor
[WELtec BioPower GmbH; gráfico: Armatec FTS-Armaturen GmbH & Co. KG]
Tabla 3.24: Valores característicos y parámetros del proceso de agitadores parciales para plantas de biogás
• Agitadores de operación continua, de baja velocidad
• Rango de potencia disponible: hasta 25 kW
• El tiempo de operación depende del sustrato y tiene que determinarse durante la fase de diseño de la
planta
• Material: resistente a la corrosión, usualmente acero especial
• Utilización de energía: por ejemplo, 5,5 kW para 3 000 m3. Usualmente mayor
Conveniencia
• Todos los sustratos en digestión húmeda, solamente en digestores grandes verticales
Ventajas
+
+
+
+
+
Desventajas
- La ubicación es estacionaria de manera que existe el riesgo de un mezclado incompleto.
- En consecuencia, existe la posibilidad de que se formen capas de escoria y sedimento en partes del
digestor, particularmente cerca de los bordes.
- El rodaje al que está sujeto el eje puede deformarse fuertemente de manera que el gasto en
mantenimiento puede ser considerable.
Consideraciones
especiales
• Es posible tener control de velocidad variable gracias a los convertidores de frecuencia.
Diseños
• Motores eléctricos fuera del tanque con cambios, eje de agitador dentro del tanque con uno o más
propulsores o rotores. Vienen como agitadores de fondo o elevados
• Se puede instalar el propulsor en un ducto guía para propiciar el flujo.
• Es posible no colocarlo al centro.
Mantenimiento
• El mantenimiento del motor es práctico gracias a que se sitúa fuera del digestor. No se requiere
• Las reparaciones de los rotores y el eje son difíciles porque hay que sacarlos del digestor o bajar el
nivel de llenado de sustrato en el digestor.
digestor.
Se puede lograr un buen mezclado en el digestor.
Prácticamente no hay partes móviles dentro del digestor.
La transmisión no requiere mantenimiento fuera del digestor.
Las capas de gas de escoria se pueden arrastrar hacia abajo adentro del sustrato.
Se evita en gran medida procesos continuos de sedimentación y formación de escoria.
3.2.2.4 Otros sistemas auxiliares
Muchas plantas de biogás tienen sistemas que no son
absolutamente necesarios para las rutinas de operación normal, pero que pueden ser útiles-la mayoría
dependiendo del sustrato- aunque hay que determi-
narlo caso por caso. A continuación se trata sobre los
medios de prevención de la formación de capas de escoria flotante y sedimento. También se describe el
paso posterior al proceso de formación de biogás de la
separación entre sólidos y líquidos.
65
Tabla 3.25: Valores característicos y parámetros del proceso de los agitadores de ruedas-paletas en digestores verticales y
horizontales
• Posee agitadores de operación intermitente de baja velocidad.
• El uso de energía depende mucho del sitio y el sustrato. Es mucho más alto en la digestión seca
debido a la alta resistencia del sustrato.
• El tiempo de operación depende del sustrato y éste debe determinarse durante la fase de diseño de la
planta.
• Material: resistente a la corrosión, usualmente acero revestido pero también es posible utilizar acero
especial.
Conveniencia
• Todos los sustratos en digestión húmeda (especialmente para sustratos ricos en materia seca).
Ventajas
+ Permite lograr un buen mezclado en el digestor.
+ La transmisión no requiere mantenimiento aparte del digestor. También es posible tener un
adaptador para transmisión PTO.
+ Se evitan los procesos de asentamiento y formación de escoria.
Desventajas
- Se tiene que bajar el digestor para dar mantenimiento a las paletas.
- En caso de avería en la digestión seca, se tiene que vaciar manualmente todo el digestor (también es
posible la agitación con un agitador secundario y vaciar mediante bombeo).
- La ubicación es estacionaria de manera que existe el riesgo de un mezclado incompleto. Las
transmisiones secundarias son necesarias para asegurar el flujo en el digestor (generalmente tornillos
compactadores en digestores horizontales, agitadores basados en el cizallamiento en digestores
verticales de tanques con agitación).
Consideraciones
especiales
• Es posible tener control de velocidad variable gracias a los convertidores de frecuencia.
Diseños
• Motores eléctricos fuera del tanque con cambios, eje del agitador dentro del tanque con dos o más
paletas. Posibilidad limitada de instalar tubería de intercambiador de calor como mezcladores
secundarios en el eje o en unidad con las paletas (en digestores horizontales)
Mantenimiento
• El mantenimiento del motor es fácil porque está situado fuera del digestor. No se requiere
• El mantenimiento del motor es práctico gracias a que está situado fuera del digestor. No se requiere
digestor.
Figura 3.33: Agitador axial [ENTEC Environmental
Technology Umwelttechnik GmbH]
66
Figura 3.34: Agitador de paletas [PlanET GmbH]
Tabla 3.26: Valores característicos y parámetros del proceso del mezclado neumático en digestores
• Utilización de energía: por ejemplo, compresor de 15 kW para 1 400 m3 , operación semi- continua
• Rango de potencia disponible: 0.5 kW y mayores. Son posibles todos los rangos para plantas de
biogás
Conveniencia
• Los sustratos son muy fluidos y tienen poca tendencia a formar escoria flotante.
Ventajas
+ Se puede lograr un buen mezclado en el digestor.
+ Los compresores de gas están fuera del digestor de tal manera que se les puede dar mantenimiento
fácilmente.
+ Se impide la formación de capas de sedimento.
Desventajas
- Se tiene que vaciar el digestor para permitir el mantenimiento del sistema de inyector de biogás.
Consideraciones
especiales
• La tecnología del compresor debe ser compatible con la composición del biogás.
Diseños
• Presenta una distribución uniforme de boquillas en todo el fondo del digestor o principio de bomba
mamut que fuerza el biogás hacia dentro de un ducto vertical.
• Se usa junto con mezclado hidráulico o mecánico.
Mantenimiento
• El mantenimiento de los compresores es práctico gracias a su ubicación fuera del digestor. No hay
necesidad de interrumpir el proceso.
• La reparación del equipo de inyección de biogás es difícil debido a que se tiene que vaciar el digestor.
digestor.
Tabla 3.27: Valores característicos y parámetros del proceso del mezclado hidráulico en digestores
• Uso de bombas de alta capacidad
• Datos de energía: corresponde a los datos de bombas normales tal como se establece en la Sección
3.2.1.4
• Material: el mismo que el de las bombas
Conveniencia
• Su uso es conveniente con todos los sustratos de fácil bombeo en digestión húmeda.
Ventajas
+ Se logra un buen mezclado dentro del digestor con bombas rotatorias sumergibles ajustables o en
ductos. También es capaz de romper las capas de escoria y sedimento.
Desventajas
- Se puede formar capaz de sedimento y escoria si se usa bombas externas sin control de la dirección el
flujo dentro del digestor.
- No se puede eliminar las capas de sedimento y escoria si se utilizan bombas externas sin control de
dirección de flujo dentro del digestor.
Consideraciones
especiales
• Ver los detalles de las consideraciones especiales concernientes a este equipo en la Sección 3.2.1.4.
Diseños
• Bomba rotatoria sumergible o bomba rotatoria ubicada en lugar seco, bomba de tornillo de rotor
único excéntrico o bomba de desplazamiento rotatorio, ver sección 3.2.1.4
• Las bombas situadas externamente pueden tener puertos de entrada equipados con deflectores o
boquillas movibles. Se puede hacer cambios entre distintos puertos de entradas.
Mantenimiento
• Las consideraciones de mantenimiento específicas del equipo son las mismas que en la Sección 3.2.1.4.
Figura 3.35: Separador de tornillos [FAN Separator GmbH (izquierda); PlanET Biogastechnik GmbH]
67
Trampa de espuma y control de espuma
En los digestores de digestión húmeda puede formarse
espuma dependiendo del sustrato utilizado o, más
exactamente de la composición del sustrato. Esta espuma puede atorar las tuberías de gas para la extracción de biogás y por eso la descarga de gas siempre debería ubicarse tan alta como sea posible dentro del
digestor. Las trampas de espuma evitan que la espuma
llegue dentro de los tubos de sustrato hasta los digestores que están al final de la línea o hasta las piscinas de
almacenamiento. Ver un diagrama de la disposición de
entradas y salidas en la Figura 3.36.
Figura 3.36: Dispositivos para impedir la interrupción de la
extracción de gas. El ingreso de la tubería de gas con la
apertura de la toma hacia arriba (a la izquierda está la
entrada de alimentación del sustrato) [DBFZ]
También se puede instalar en el espacio de gas del
digestor un sensor de espuma diseñado para lanzar
una alerta si hay exceso de espuma. Si la formación
de espuma es demasiado grave, una posibilidad es
rociar inhibidores de espuma dentro del digestor,
pero esto implica instalar el equipo necesario en el
digestor. Este equipo puede consistir de un sistema
de rociadores. Otro asunto que debe tenerse en consideración, sin embargo, es que los pequeños huecos
en los tubos de los rociadores pueden ser atacados
por la corrosión de la atmósfera gaseosa. Esto se
puede evitar operando el sistema de rociadores a intervalos regulares incluso si no se forma espuma. Los
inhibidores de espuma convenientes para esta aplicación usan aceites, de preferencia vegetales. El agua
rociada sobre la fase liquida también puede ayudar
como medida de emergencia.
Remoción del sedimento del digestor
Las capas de sedimentos y precipitados se forman
cuando los materiales densos como la arena se asientan fuera del sustrato durante la digestión húmeda.
Para separar los materiales densos se equipan los pozos pre-digestores con separadores de material pe68
sado, pero la arena puede mezclarse muy firmemente
con la materia orgánica (éste es a menudo el caso de la
bosta proveniente de las granjas de aves, por ejemplo),
y el resultado es que con mucha frecuencia en los pozos pre-digestores sólo se puede eliminar las piedras y
otros materiales pesados gruesos. Una gran proporción de la arena se libera sólo después en el curso de la
biodegradación en el digestor.
Ciertos sustratos como la bosta de cerdo y los excrementos de aves contribuyen a la formación de estas
capas. Las capas de sedimentos pueden hacerse muy
gruesas con el transcurso del tiempo reduciendo de
manera efectiva la capacidad utilizable del digestor. Se
ha encontrado digestores llenos hasta la mitad de
arena. Las capas de sedimentos también tienden a endurecerse y se pueden eliminar solamente con excavadoras mecánicas o con picos. Los raspadores de fondo
o un drenaje del fondo hacen posible descargar las capas de asentamiento del digestor. Si la formación de
capa de sedimentos es grave, no hay garantía de que el
sistema de descarga del sedimento siga funcionando,
de manera que podría ser necesario destapar el digestor para remover capas de sedimentos por medios manuales o por medio de un equipo mecánico apropiado.
Los posibles medios de remoción o descarga del sedimento aparecen en la Tabla 3.28. En digestores muy altos, de más de 10 metros de altura, la presión estática
puede ser suficiente para descargar arena, cal y lodo líquido.
Separación de sólidos y líquidos
A medida que la proporción de sustratos apilables en
la recuperación de biogás se incrementa, se tiene que
prestar más atención a la fuente del líquido para humedecerlos hasta formar un puré y la capacidad del
tanque de almacenamiento de digestato. Un tanque
de almacenamiento de un fundo agrícola frecuentemente tiene un tamaño como para acomodar residuos
de bosta líquida, pero no puede acomodar también
sustrato adicional pos-digestión. En circunstancias
como éstas, puede ser viable tanto económica como
tecnológicamente recurrir a la separación de sólidos y
líquidos. El líquido que se extrae de la masa por medio de prensado puede utilizarse como líquido de
proceso para la conversión en puré o como bosta líquida y la fracción de sólidos ocupa menos espacio de
almacenamiento o puede usarse para compostaje.
Para la separación de sólidos y líquidos puede utilizarse prensas de filtro de tipo faja, centrífugas y separadores de tornillo o de gusano. Los más comunes
son los separadores de gusano por lo que se presenta
sus valores característicos en la Tabla 3.29. La Figura
Tabla 3.28: Sistemas de descarga y remoción de sedimentos
• Las características del equipo utilizado en los sistemas de descarga y remoción de sedimentos
corresponden a las de los elementos individuales del equipo descrito anteriormente.
Conveniencia
• Posee raspadores de fondo sólo en los digestores verticales con fondo circular y liso.
• Posee transportadores de tornillo a la descarga en digestores horizontales y verticales.
• Presenta fondos cónicos en digestores verticales.
Consideraciones
especiales
• Las características del equipo utilizado en los sistemas de descarga y remoción de sedimentos
corresponden a las de los elementos individuales del equipo descrito anteriormente.
• Los transportadores de tornillo para descarga deben tener ya sea glándulas a prueba de fugas de
líquidos a lo largo de la pared lateral del digestor o glándulas a pruebas de fugas de gases a través de
la cubierta por encima de la pared lateral.
• La descarga puede provocar molestias por los fuertes malos olores.
• Tiene que integrarse un sumidero de bomba o similar al digestor para los transportadores de tornillo
de descarga.
Diseños
• Posee raspadores de fondo con transmisión fuera del tanque para sacar el sedimento del digestor.
• Posee transportadores de tornillo de descarga en fondo del digestor.
• Presenta fondo de digestor cónico con bomba de descarga y agitación de la capa de sedimento o
sistema de lavado
Mantenimiento
• El mantenimiento de sistemas instalados permanentemente requiere el vaciado del digestor por lo
que la transmisión o el equipo de remoción instalados fuera del tanque pueden ser convenientes por
medio de un equipo mecánico apropiado.
digestor.
3.35 muestra un corte de un separador de gusano y un
ejemplo de un separador en operación.
3.2.2.5 Calentamiento y aislamiento térmico
Aislamiento térmico del digestor
Los digestores requieren aislamiento térmico adicional
para reducir la pérdida del calor. Se puede utilizar materiales comerciales de aislamiento térmico, aunque se
debe seleccionar materiales cuyas propiedades convengan a la ubicación (proximidad al suelo, etc.) (ver
Tabla 3.30). La Tabla 3.31 presenta una visión de conjunto de los parámetros y algunos ejemplos de materiales de aislamiento. Se utiliza láminas trapezoidales
de metal o empanelado de madera para proteger el
material de aislamiento de los efectos del clima.
Calentamiento del digestor
La temperatura dentro del digestor tiene que ser uniforme para asegurar un proceso óptimo de digestión.
En este sentido no se trata tanto de mantener la temperatura especificada dentro de un décimo de un
grado de diferencia, lo que es importante, sino más
bien mantener las fluctuaciones de temperatura dentro de límites estrictos. Esto se aplica a las fluctuaciones de temperatura a lo largo del tiempo y también al
desequilibrio de temperaturas en diferentes partes del
digestor [3-3]. Las fluctuaciones y desviaciones graves de temperatura por encima o por debajo de ciertos
niveles pueden impedir el proceso de digestión o incluso hacer que se detenga por completo en el peor de
los casos. Provocan la detención completa en el peor
de los casos Las causas de las fluctuaciones de temperaturas son muchas y variadas.
- alimentación de sustrato fresco;
- estratificación de la temperatura o de formación de
zonas de temperatura debido a un aislamiento térmico e insuficiente, calibramiento ineficaz o planificado incorrectamente, mezclado insuficiente;
- posición de los elementos de calentamiento;
- temperatura ambiente extrema en verano e invierno;
- fallas del equipo.
El sustrato debe calentarse para lograr las temperaturas necesarias de proceso y compensar las pérdidas de
calor. Puede lograrse por medio de intercambiadores
de calor o calentadores ya sea instalados externamente o integrados al digestor.
Los calentadores integrados calientan el sustrato
dentro del digestor. La Tabla 3.32 proporciona una visión de conjunto de las tecnologías involucradas. La
Figura 3.37 muestra ejemplos.
Los intercambiadores externos de calor calientan
el sustrato antes de introducirlo al digestor de manera que el sustrato se pre-calienta antes de ingresar
al digestor. Esto ayuda a evitar fluctuaciones de temperaturas asociadas a la alimentación del sustrato.
Cuando se utiliza intercambiadores de calor externo
se debe disponer ya sea de re-circulación de sustrato
69
Tabla 3.29: Separadores de gusano
Conveniencia
• Para los sustratos de bombeo que pueden transportarse con fajas de tipo gusano
• Para sustratos con 10% a 20% aproximadamente de material seca (el producto puede contener hasta
30% de material seca en la fase sólida)
Consideraciones
especiales
• Opciones adicionales como los osciladores pueden hacer que el desaguado sea más eficaz
• Es posible una operación completamente automática
Diseños
• Unidad independiente
• Es posible instala el reactor de biogás corriente arriba en las plantas con tiempos de residencia muy
cortos, con ahorro en el diseño del agitador y evitándose los desperfectos causados por sólidos y
reduciendo la formación de capas de sedimentos y escoria en la superficie
• La instalación corriente abajo del reactor para hacer regresar el líquido de humedecimiento al puré
puede permitir ahorrar en los agitadores en el tanque de almacenamiento del digestato
Mantenimiento
• La unidad es de fácil acceso, y se puede dar mantenimiento sin interrumpir el conjunto del proceso.
Tabla 3.30: Valores característicos de los materiales de aislamiento [3-12], [3-13]
• Material en el digestor o debajo del nivel de la superficie: sustancias de poros cerrados como espuma
rígida de PU y vidrio espuma que impida la penetración de la humedad
• Material por encima de la superficie: lana de roca, tapizado de fibra mineral, tapizado de espuma
rígida, espuma de extrusión, Styrodur, espuma sintéticas, poliestireno
• Espesor del material: se utiliza de 5 a 10 centímetros, pero el efecto de aislamiento es bajo cuando es
menos de 6 centímetros. Los valores empíricos se basan más en la experiencia que en cálculos. Existen
informes de espesores de hasta 20 centímetros en la literatura
• Los coeficientes de transferencia de calor están en el rango de 0,03 a 0,05 W/(m2 · K)
• La capacidad de carga del material de aislamiento bajo piso debe ser adecuado para permitir la carga
complete del digestor completamente cargado
Diseños
• El aislamiento térmico puede ser interno o externo. No hay evidencia de que uno sea mejor que otro
en todas las circunstancias.
Consideraciones
especiales
• Todos los materiales de aislamiento deben ser a prueba de roedores.
Tabla 3.31: Valores característicos de los materiales de aislamiento - ejemplos
Material de aislamiento
Conductividad térmica [W/m • K]
Tipo de aplicación
Materiales de aislamiento de fibra mineral (aproximadamente 20-40 kg/m3)
0,030-0,040
WV, WL, W, WD
Láminas de aislamiento de perlita (aproximadamente 150-210 kg/m3)
0,045-0,055
W, WD, WS
EPS de espuma de partículas de poliestireno (15 kg/m 3 < densidad de masa)
0,030-0,040
W
0,020-0,040
W, WD
EPS de espuma de partículas de poliestireno (20
kg/m 3
< densidad de masa)
EPS de espuma de extrusión de poliestireno (25
kg/m3
< densidad de masa)
EPS de espuma rígida de poliuretano (30
kg/m3
< densidad de masa)
Vidrio espuma
0,030-0,040
WD, W
0,020-0,035
WD, W, WS
0,040-0,060
W, WD, WDS, WDH
Tipos de aplicación: WV con carga de rasgado y cizallamiento; WL, W sin carga compresora; WD con carga compresora; WS materiales de aislamiento para
áreas de aplicación especiales; WDH mayor capacidad de carga bajo piso de compresión-extensión; WDS mayor capacidad de carga para áreas de aplicación
especiales
a través del sustrato de manera continua a través del
intercambiador del calor o de un calentador interno
adicional dentro del digestor para poder mantener
una temperatura constante dentro del digestor. La
Tabla 3.33 presenta las propiedades de los intercambiadores de calor externos.
70
3.2.3 Almacenamiento de sustrato digerido
3.2.3.1 Digestato líquido
En principio, el almacenamiento puede ser en piscinas
o en tanques cilíndricos o de sección cuadrada (tanques de sección cuadrada encima o debajo del suelo).
Los tanques verticales hechos de concreto y acero es-
Tabla 3.32: Valores característicos y parámetros del proceso de los sistemas integrados de calentamiento [3-1], [3-12]
• Cuando se instala en el espacio del digestor o como agitador, tubería de acero especial, PVC o PEOC,
la conductividad térmica de los plásticos es baja de tal manera por lo que el espaciamiento es
reducido. Si es en concreto las tuberías de calentamiento normalmente están debajo del piso.
Conveniencia
• Calentadores de pared: todo tipo de digestor de concreto
• Calentador en el piso: todos los digestores verticales
• Calentador interior: todos los tipos de digestor pero más común en digestores verticales
• Calentadores conectados a agitadores: todos los tipos de digestores pero es más común en digestores
horizontales
Ventajas
+ Los sistemas de calentamiento que se tienden horizontalmente en el digestor y aquéllos conectados a
agitadores transfieren el calor eficazmente.
+ Los calentadores en el suelo y las paredes no crean depósitos.
+ Los calentadores integrados a los agitadores entran en contacto con mucho más material para el
calentamiento.
Desventajas
- El efecto del calentamiento en el piso puede reducirse mucho por la formación de capas de
asentamiento.
- Los calentadores dentro del digestor pueden crear depósitos de modo por lo que se les debería
mantener a cierta distancia de las paredes.
Consideraciones
especiales
• Se debe tomar en cuenta el venteo de los tubos de calentamiento. Para este propósito la dirección del
flujo es de abajo hacia arriba.
• Los elementos de calentamiento tendidos en el concreto causan esfuerzos térmicos.
• Se necesitan dos o más circuitos de calentamiento dependiendo del tamaño del digestor.
• El calentamiento no debe obstruir otros elementos de equipo (por ejemplo, raspadores de barrido).
• Los calentadores colocados en la pared o en el fondo del digestor no son convenientes para la
operación termofílica.
Diseños
• Sistemas de calentamiento en el piso
• Sistema de calentamiento en la pared (también pueden ser en la chaqueta exterior, en los digestores
de acero)
• Calentadores montados en espaciadores en la pared
• Calentadores integrados dentro de los agitadores o combinados con éstos
Mantenimiento
• Se tiene que limpiar regularmente los calentadores para asegurar que la trasferencia de calor siga
siendo eficaz.
• El acceso a calentadores integrados dentro del digestor o la estructura es muy difícil si no imposible.
digestor.
Figura 3.37: Tubos de calentamiento de acero especial tendidos en el digestor (adentro) (izquierda); instalación de tubos de
calentamiento en la pared del digestor (derecha) [Biogas Nord GmbH; PlanET Biogastechnik GmbH (derecha)]
pecial/acero esmaltado son los más comunes. Su estructura básica es comparable a la de los reactores verticales de tanques con agitador (ver Sección 3.2.2.1,
"Diseños de digestores"). Estos tanques pueden estar
equipados con agitadores para que se pueda homogeneizar el digestato líquido antes de descargarlo del
tanque de depósito. Los agitadores usados pueden ser
de tipo instalado permanentemente (por ejemplo, agitador de motor sumergible) o de tipo impulsado por
PTO con diseño de transmisión lateral, transmisión
por eje o transmisión por remolque de tractor. Los tanques de almacenamiento también pueden estar cubiertos (con tapas a prueba de fugas de gas o no). Ambas configuraciones tienen la ventaja de reducir las
71
Tabla 3.33: Valores característicos y parámetros del proceso de los intercambiadores de calor externo [3-3], [3-12]
Valores
característicos
• El material generalmente es de acero especial.
• Los puntajes de la tasa de procesamiento se refieren a la capacidad de la planta y la temperatura del
proceso.
• Los diámetros de los tubos corresponden a los diámetros usuales para tubos de sustrato en plantas de
biogás.
Conveniencia
• Su uso es conveniente con todos los tipos de digestores, frecuentemente en aquéllos utilizados en
reactores que operan sobre el principio de flujo de pistón.
Ventajas
+
+
+
+
+
Desventajas
- En ciertas circunstancias puede ser necesario dar calor adicional al digestor.
- El intercambiador de calor externo es un elemento extra del equipo con costo adicional.
Consideraciones
especiales
• Se debe tener en cuenta el venteo de los intercambiadores de calor. Para este propósito la dirección del
flujo es
de abajo hacia arriba.
• Es sumamente conveniente para el control de procesos termofílicos.
Diseños
• Intercambiadores de tubo en espiral o de tubo enchaquetado
Mantenimiento
• Poseen muy buen acceso para el mantenimiento y la limpieza.
Se puede asegurar muy buena transferencia del calor.
El material fresco no produce choque de temperatura dentro del digestor.
Se calienta todo el volumen del material.
Los intercambiadores de calor externo se limpian y reciben mantenimiento fácilmente.
Posee un buen control de temperatura.
Tabla 3.34: Valores característicos y parámetros de las coberturas con planchas plásticas, incluyendo algunos datos de [3-3]
• Para capacidades de almacenamiento de gas de hasta 4 000 m3
• Presiones de calibrado: 5-100 mbar
• Permeabilidad de las láminas plásticas: pérdidas esperadas de biogás entre 1 y 5% por día
• Materiales: jebe de butilo, mezcla de polietileno-polipropileno, jebe de EPDM
Conveniencia
• Su uso es conveniente con todas las plantas de biogás, con digestores verticales y digestores
secundarios con el mayor diámetro posible.
Ventajas
+ No es necesario más trabajo de construcción.
+ No se necesita más espacio.
Desventajas
- Debido al fuerte mezclado de gas que ocurre en el espacio grande de gas, la verdadera concentración
de metano en el espacio de gas del digestor no puede medirse y, en consecuencia, no puede reflejar la
actividad de los microorganismos.
- Sin una estructura de techo extra, da poco aislamiento del espacio de gas.
- Son fácilmente levantadas por el viento si no se cuenta con un techo adicional.
Consideraciones
especiales
• Presenta aislamiento térmico con doble plancha de plástico y soplado de aire en el espacio entre
ambas láminas (techo flotante).
• No se puede instalar agitadores encima del digestor.
Diseños
• Láminas plásticas de techo encima del digestor
• Láminas plásticas debajo de un techo flotante
• Láminas plásticas debajo de un techo sólido de un digestor elevado
• Cojín asegurado o no asegurado hecho de láminas plásticas
• Cojín de lámina plástica encajado en un edificio o tanque extra
• Cojín de láminas plásticas en un techo suspendido encima del digestor
• Bolsa de láminas plásticas suspendida dentro de un edificio (por ejemplo, un establo no utilizado)
• Espacio de almacenamiento de láminas plásticas debajo del techo flotante
Mantenimiento
• En la mayoría de los casos, no requiere mantenimiento.
molestias causadas por el mal olor y de reducir las
pérdidas de nutrientes durante el almacenamiento.
Las cubiertas a prueba de fugas de gas como las láminas plásticas (por ejemplo, ver Sección 3.2.4.1, Espacios integrados de almacenamiento) también dan
72
oportunidad de utilizar el potencial de gas residual
del digestato y se pueden utilizar como espacio adicionales de almacenamiento del gas. La necesidad de
tener cubiertas a prueba de fugas de gas está abierta al
debate según los sustratos utilizados, el tiempo de re-
sidencia y varios aspectos del control del proceso,
pero en muchas instancias usar una cubierta de esta
naturaleza es una condición sin la cual no se puede
obtener el permiso para proyectar una nueva planta.
En la última edición de la Ley de Fuentes de Energía
Renovable publicada con enmiendas el 1 de enero de
2009, incluso para las plantas aprobadas de acuerdo
con la Ley de Control de la Contaminación de Alemania (Bundes-Immissionsschutzgesetz) se exige tapas a
prueba de fugas de gas para los tanques de almacenamiento de digestato para que puedan recibir bonos
NawaRo para recursos renovables (ver Capítulo 7).
Las piscinas generalmente son rectangulares y son
estructuras debajo la superficie con revestimiento de
lámina plástica. La mayoría de estas piscinas están al
aire, y sólo algunas tienen cobertura de láminas plásticas para reducir las emisiones.
El tamaño del tanque de almacenamiento de digestato se define principalmente por el tiempo óptimo
para esparcir el digestato en los campos que requieren
fertilización. En este contexto referirse a la Ordenanza
sobre la Aplicación de Fertilizante ('Düngeverordung') y al Capítulo 10, Aplicación de digestato en el
campo. Generalmente, las instalaciones para el almacenamiento de digestato están diseñadas para una capacidad de al menos 180 días.
3.2.3.2 Sólidos
La digestión seca produce residuos sólidos que también aparecen como fracciones separadas del digestato utilizado en los procesos de digestión húmeda.
Dependiendo del uso que se les quiera dar, se almacenan en módulos al aire libre sobre una superficie pavimentada o dentro de estructuras, o en receptáculos y
contenedores que a veces son móviles. La forma más
común de almacenamiento es en casetas de concreto
no permeables a líquidos de manera muy parecida
como las pilas de bostas sólidas. Los silos móviles vacíos también se pueden usar como ocasionales plantas
de almacenamiento. Los líquidos que chorrean, el
agua que sale por presión de la masa y el agua de lluvia tienen que ser atrapados y retornados a la plantas
de biogás. Se puede impedir que la precipitación llegue a los residuos sólidos por láminas de plástico o estructuras de techado permanente.
Se usan cilindros de acero principalmente cuando
la fracción sólida se prensa para obtener digestato líquido. Se les puede colocar debajo del separador (confrontar Figura 3.36) y sacarlos cuando estén llenos. En
este caso también, los cilindros deben estar cubiertos
para proteger el contenido de la lluvia. Si no, la separa-
ción de sólidos y líquidos y el almacenamiento de la
fracción de sólidos pueden hacerse bajo techo. Si el
equipo está bajo techo el aire residual puede extraerse
si es necesario y hacerlo pasar por un sistema de limpieza (por ejemplo, limpiador y/o bio-filtro).
3.2.4 Almacenamiento del biogás recuperado
Los residuos de biogás fluctúan en cantidad y en
cierta medida se encuentra picos de producción. En
consecuencia y debido a que el volumen utilizable
debe ser constante en gran medida, se tiene que taponar el biogás en tanques de almacenamiento apropiados. Los tanques de almacenamiento de gas deben ser
a prueba de fugas de gas, a prueba de presión y resistentes al medio, a la luz ultravioleta, a la temperatura
y a la acción del clima. Los tanques de almacenamiento de gas tienen que probarse antes de entrar en
funcionamiento para asegurar que están libres de fugas de gas. Por razones de seguridad los tanques de
almacenamiento de gas tienen que estar dotados de
válvulas de alivio para la presión exigida y para la
presión negativa de modo que se impida cambios severos no permitidos de presión dentro del recipiente.
Otros códigos que establecen requisitos y regulaciones de seguridad para los tanques de almacenamiento
de gas son las Reglas de Seguridad para Sistemas de
Biogás [3-18]. El diseño de los tanques debe ser tal
que puedan taponar aproximadamente una cuarta
parte del rendimiento diario de biogás. Frecuentemente se recomienda una capacidad de uno o dos
días de producción. Se puede distinguir entre tanques
de presión baja, media y alta.
Los tanques de presión baja son los más comunes,
operan a una presión calibrada de 0,5 a 30 mbar. Los
tanques de presión baja están hechos de láminas plásticas que deben cumplir con los requisitos de seguridad aplicables. Los tanques de almacenamiento hechos de láminas plásticas están instalados como
cubiertas de gas en la parte superior de los digestores
(tanques de almacenamiento integrado) o como instalaciones externas de almacenamiento. Ver detalles en
las secciones 3.2.4.1 y 3.2.4.2.
Tanques de almacenamiento de presión media y
presión alta que almacenan el biogás a presiones
operativas entre 5 y 250 bar en contenedores y balones presurizados de acero [3-1]. Son caros y los gastos generales operativos son altos. El ingreso de
energía para los tanques presurizados de hasta
10 bar puede llegar hasta 0,22 kWh/m3 y la cifra correspondiente para los tanques de presión alta para
200 a 300 bar está alrededor de 0,31 kWh/m3 [3-3].
73
Tabla 3.35: Valores característicos y parámetros del proceso de los tanques externos de almacenamiento de biogás incluyendo
algunos datos de [3-3]
• También se dispone de capacidades de almacenamiento del gas de 2 000 m3 (se puede construir
tanques con capacidades más grandes de acuerdo con las especificaciones del cliente)
• Presiones de calibración: 0,5-30 mbar
• Permeabilidad de las láminas plásticas: pérdidas esperadas de biogás entre 1 y 5% por día
• Materiales: PVC (u otro material muy durable), jebe de butilo, compuestos de polietilenopolipropileno
Conveniencia
• Su uso es conveniente en todas las plantas de biogás.
Ventajas
+ La concentración de metano del biogás que se está generando puede medirse dentro del espacio de
gas del digestor (el mezclado no es fuerte en este espacio debido al bajo volumen de gas) y refleja la
actividad de los microorganismos.
Desventajas
- Posiblemente se necesite espacio adicional.
- Posiblemente se necesite construcción adicional.
Consideraciones
especiales
• Aplicar pesos es una manera simple de incrementar la presión para pasar el gas a la unidad de CHP.
• Si se instala bajo techo, es esencial que haya un muy buena ventilación interior para impedir la
formación de mezclas explosivas.
• La producción de energía del motor de la unidad de CHP puede ajustarse al nivel de llenado.
Diseños
• Cojín asegurado o no asegurado de láminas plásticas
• Cojín de lámina plástica en un edificio o tanque extra
• Cojín de láminas plásticas en techo suspendido encima del digestor
• Bolsa de láminas plásticas suspendida dentro de un edificio (por ejemplo, un establo no utilizado)
• Espacio de almacenamiento de láminas plásticas debajo del techo flotante
Mantenimiento
Aire para cojín de aire
Membrana interna
Biogás
Cojín de almacenamiento de
lámina - plancha plástica
Biogás
de doble membrana
Figura 3.38: Tanque de almacenamiento de láminas plásticas [ATB Potsdam]
Ésta es la razón por las que prácticamente nunca se
usan en plantas agrícola de biogás.
3.2.4.1 Tanques de almacenamiento integrados
Se usa cubiertas hechas de láminas plásticas para almacenar el gas en el digestor mismo o en un digestor secundario o en el tanque de almacenamiento del digestato. Las láminas de plástico forman un sello a prueba
de fuga de gas alrededor de la parte superior del tanque. En el tanque se coloca una estructura de soporte.
Cuando no hay gas en el almacenamiento, las láminas
plásticas están dobladas encima y se soportan con esta
estructura. Estas láminas se inflan a medida que se
74
llena el espacio de almacenamiento de gas. Los valores
característicos están listados en la Tabla 3.34 y la Figura
3.38 muestra ejemplos.
Los tanques de almacenamiento de tipo techo flotante son comunes. Generalmente tienen una segunda
lámina de plástico extendida encima de la lámina que
retiene el gas para dar protección adicional contra el
clima. Un soplador sopla aire dentro del espacio entre
los dos laminados. Esto ayuda a que la lámina exterior
se mantenga estirada todo el tiempo mientras que la
lámina interior pueda adaptarse al volumen del biogás almacenado. Este sistema en capaz de mantener
una presión de gas razonablemente constante.
Figura 3.39: Estructura del soporte de un techo flotante (izquierda) planta de biogás con tanques de techos flotantes [MTEnergie GmbH]
Tabla 3.36: Valores característicos y parámetros del proceso de las bengalas de emergencia
• Es posible tener tasas de flujo de volumen 3 000 m3/h
• Temperatura de ignición de 800–1 200 °C
• Material: acero o acero especial
Conveniencia
• Su uso es conveniente en todas las plantas de biogás.
Consideraciones
especiales
• Es posible la combustión abierta o cubierta.
• Si se aísla la cámara de combustión, es posible cumplir con las instrucciones técnicas sobre el control
de calidad del aire (TA Luft),
aunque esto no es obligatorio para las bengalas de emergencia.
• Se encuentra disponible con corriente natural o soplador.
• Es importante cumplir con las instrucciones de seguridad, particularmente en relación con el espacio
de separación de los edificios más cercanos.
• La presión del biogás tiene que incrementarse corriente arriba del chorro del quemador.
Diseños
• Unidad independiente en su propia base de concreto para operación manual o automatizada
Mantenimiento
3.2.4.2 Tanques de almacenamiento externo
Se puede usar cojines de láminas de plástico como
tanques de almacenamiento externo de baja presión.
Los cojines se alojan en edificios convenientes para
protegerlos del clima o se les protege con una segunda
capa de laminados (Figura 3.39). La Figura 3.40 muestra un ejemplo de tanques externos de almacenamiento de gas de este tipo. La Tabla 3.35 presenta las
especificaciones de los tanques externos de almacenamiento de gas.
3.2.4.3 Bengala de emergencia
En caso de que los tanques de almacenamiento no
puedan recibir más biogás y/o no se pueda utilizar el
gas debido a trabajos de mantenimiento o por su calidad extremadamente baja, se tiene que eliminar el exceso de manera segura. En Alemania, los reglamentos
referentes al permiso de operación varían de un es-
Figura 3.40: Ejemplo de un tanque de almacenamiento de
láminas plásticas independientes con dos espesores de
láminas plásticas [Schüsseler, FNR]
75
3.3 Códigos de ingeniería relevantes
Además de las leyes de protección de la salud y seguridad ocupacional y ambiental para las plantas existen
códigos sobre los requisitos técnicos para las plantas
de biogás. Algunos de los más importantes aparecen a
continuación como ejemplos:
Figura 3.41: Bengala de almacenamiento de una planta de
biogás [Haase Umwelttechnik AG]
tado a otro, pero la instalación de una alternativa a la
unidad de CHP como sumidero final es obligatoria si
la tasa del flujo de gas es 20 m3/h o más Esto puede ser
una segunda unidad de co-generación (por ejemplo,
dos pequeñas unidades CHP en vez de una grande).
Se puede establecer un margen de seguridad instalando una bengala de emergencia como medio de asegurar que se pueda eliminar el gas de manera adecuada. En la mayoría de los casos, las autoridades
obligan a contar con este tipo de instalación. La
Tabla 3.36 muestra los valores característicos de las
bengalas de emergencia utilizadas en la industria del
biogás. La Figura 3.41 muestra un ejemplo de esto.
VDI – Lineamiento 3475 Blatt 4 (versión preliminar)
Control de emisiones – plantas de biogás agrícola
– digestión de cultivos energéticos y bosta líquida
VDI – Lineamiento 4631 (versión preliminar) Criterios de calidad para plantas de biogás
DIN 11622-2 Ensilaje y contenedores de bosta líquida
DIN 1045 Estructuras de concreto, concreto armado y
concreto pre-tensado
DIN EN 14015 Especificación para el diseño y fabricación de tanques de acero construidos en el sitio,
verticales, cilíndricos, de fondo plano por encima de la superficie del suelo y soldados para el
almacenamiento de líquidos a temperatura ambiente y por encima de la misma.
DIN 18800 Estructuras de acero
DIN 4102 Comportamiento frente a incendios de materiales y componentes de construcción
DIN 0100 Parte 705 Instalaciones eléctricas de bajo
voltaje
VDE 0165 Parte 1/ EN 60 079-14
Atmósferas explosivas, diseño de instalaciones
eléctricas, selección y erección – Parte 14: Instalaciones eléctricas en atmósferas explosivas (excepto en minería)
VDE 0170/0171 Equipo eléctrico para atmósferas potencialmente explosivas
VDE 0185-305-1 Protección contra rayos
G 600 s DVGW-TRGI 2008 Reglas técnicas para instalaciones de gas DVGW-TRGI 2008
G 262 Utilización de gases de fuentes renovables en el
suministro público de gas
G 469 Métodos de pruebas de presión para tubos e
instalaciones de suministro de gas
VP 265 ss Plantas para el tratamiento de biogás e inyección en redes de gas natural
La Sección 5.4 'Confiabilidad operativa' contiene información detallada sobre otros requisitos relacionados con la seguridad para la operación de plantas de
biogás En particular, la sección se ocupa de las regulaciones de seguridad en relación con los riesgos de
envenenamiento y asfixia, incendio y explosión.
76
3.4 Referencias
[3-10]
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VDI-Berichte, Vol. 2057; VDI-Verlag, Düsseldorf, 2009
77
4
Descripción de
sustratos
seleccionados
Este capítulo examina los sustratos seleccionados en
más detalle. Se refiere al origen de los sustratos y a
sus propiedades más importantes, como la materia
seca (DM; también conocida como sólidos totales –
TS), sólidos volátiles (VS; también conocidos como
materia seca orgánica – ODM), nutrientes (N, P, K) y
cualquier contaminante orgánico que pueda estar
presente. También se hace referencia a los rendimientos y calidad de gas esperados, así como a los métodos de manejo de sustratos.
Como es imposible describir todo el espectro de
los sustratos potencialmente disponibles, este capítulo
no pretende ser exhaustivo. Debido a que los sustratos
aquí descritos también están sujetos a fluctuaciones
anuales de calidad, los datos materiales y los rendimientos de gas citados en este capítulo no deben considerarse como valores absolutos. Más bien, se proporciona tanto un rango como un valor promedio de
cada parámetro.
Las cifras de rendimiento de biogás y metano se
presentan en metros cúbicos normalizados (Nm3).
Como el volumen de gas depende de la temperatura y
de la presión (ley ideal del gas), la normalización del
volumen permite hacer comparaciones entre distintas
condiciones de operación. El volumen normalizado de
gas se basa en una temperatura de 0 °C y una presión
atmosférica de 1013 mbar. Además, es posible de esta
manera asignar un valor calorífico preciso al componente de metano del biogás. Para el metano, es
9,97 kWh/Nm3. El valor calorífico del biogás puede
utilizarse para calcular la producción de energía, la
cual puede ser necesaria para varios cálculos comparativos dentro de la planta.
78
4
4.1 Sustratos agrícolas
4.1.1 Bosta
Si se toma las estadísticas de ganado en Alemania como
base, es evidente que la crianza de ganado y cerdo en
particular ofrece un potencial tremendo para la recuperación de energía en plantas de biogás. El tamaño cada
vez más grande de los fundos agrícolas para crianza de
animales y de las normas ambientales más estrictas
para la futura explotación del excremento son dos de
las razones principales por las que tiene que encontrarse medio alternativos para utilizar y tratar la creciente cantidad de bosta sólida o lodo líquido. Además,
teniendo en cuenta la mitigación del cambio climático,
es necesario utilizar la bosta para recuperar energía y
así lograr una reducción significativa de las emisiones.
Los datos más importantes para la bosta pueden tomarse de la Tabla 4.1.
El rendimiento de biogás proveniente del lodo líquido de ganado a 20-30 Nm3 por tonelada de sustrato está ligeramente por debajo del lodo líquido de
cerdos (confrontar Tabla 4.2). Además, el gas del lodo
de ganado tiene un contenido de metano considerablemente más bajo en promedio en comparación con
el de cerdo y también por tanto un contenido de metano más bajo. Esto se atribuye a la diferente composición de estos tipos de bosta. El lodo líquido proveniente del ganado contiene sobre todo carbohidratos,
mientras que el de cerdo consiste en gran parte de
proteínas, con un contenido de metano más alto [4-3].
El rendimiento de biogás se determina principalmente
por la concentración de sólidos volátiles (materia seca
orgánica). Si se diluye la bosta líquida, como ocurre a
menudo en la práctica (como resultado de la limpieza
de establos de vacas o plantas de ordeño), los datos
reales y los rendimientos de biogás pueden diferir significativamente de los que se muestran en la Tabla 4.2.
Descripción de sustratos seleccionados
Tabla 4.1: Concentración de nutrientes de varios tipos de bosta agrícola (de acuerdo con [4-1], modificado)
DM
VS
P2O5
K2O
[%]
[% DM]
Δ
6-11
75-82
2,6-6,7
1-4
0,5-3,3
5,5-10
∅
10
80
3,5
no especificado
1,7
6,3
Δ
4-7
75-86
6-18
3-17
2-10
3-7,5
∅
6
80
3,6
no especificado
2,5
2,4
Δ
20-25
68-76
1,1-3,4
0,22-2
1-1,5
2-5
∅
25
80
4,0
no especificado
3,2
8,8
∅
40
75
18,4
no especificado
14,3
13,5
Sustrato
Lodo líquido de ganado
Lodo líquido de
cerdo
Bosta de ganado
Bosta de ave
N
NH4
[% DM]
Δ: rango de valores medidos; ∅: promedio
Tabla 4.2: Rendimiento de gas y metano provenientes de
distintos tipos de bosta agrícola (de acuerdo con [4-2], modificado)
Rendimiento
de biogás
Sustrato
Lodo líquido
de ganado
Lodo líquido
de cerdo
Bosta de ganado
Bosta de ave
Rendimiento
de metano
Rendimiento
específico de
metano según
VS
[Nm3/t
sustrato]
[Nm3/t
sustrato]
[Nm3/t
VS
Δ
20-30
11-19
110-275
∅
25
14
210
Δ
20-35
12-21
180-360
∅
28
17
250
Δ
60-120
33-36
130-330
∅
80
44
250
Δ
130-270
70-140
200-360
∅
140
90
280
Se puede utilizar tanto el lodo líquido de ganado
como el de cerdo sin dificultad en plantas de biogás
gracias que pueden ser fácilmente bombeados y almacenados en tanques de lodo líquido. Además, debido
a su contenido de sólidos totales relativamente bajo,
se les puede combinar fácilmente con otros sustratos
(co-sustratos). En contraste, técnicamente es mucho
más complejo cargar bosta sólida al reactor. La consis-
tencia viscosa de la bosta sólida significa que no
puede ser procesada por todas las tecnologías para sólidos disponibles en el mercado.
4.1.2 Cultivos energéticos
Desde que se enmendó por primera vez en 2004 la Ley
de Fuentes de Energía Renovable (EEG), se ha asignado especial importancia a los cultivos energéticos
(materias primas renovables) para la generación de
electricidad a partir de biogás. Los cultivos energéticos se utilizan en la mayoría de nuevas plantas de biogás que han sido construidas desde entonces. A continuación se describe en más detalle una selección de
los cultivos energéticos de uso más común con información adicional sobre las propiedades importantes
de los cultivos y sus rendimientos de biogás.
Cuando se está tomando una decisión sobre qué
cultivos plantar, el enfoque no debe estar dirigido solamente al mayor rendimiento obtenible de un cultivo
único, sino más bien, si es posible, se debe tener una
visión integrada de toda la rotación del cultivo. Incluyendo consideraciones de eficiencia de la mano de
obra, por ejemplo, y criterios de sostenibilidad relativos a métodos alternativos de cultivo, se puede adoptar un enfoque holístico para optimizar el cultivo de
plantas energéticas.
4.1.2.1 Maíz
El maíz es el sustrato más utilizado en las plantas agrícolas de biogás en Alemania [4-4]. Es particularmente
79
conveniente debido a sus altos rendimientos de energía por hectárea y a la facilidad con la que se puede
utilizar para la digestión en plantas de biogás. Los
rendimientos de los cultivos dependen mucho de las
condiciones locales y ambientales y pueden variar de
35 toneladas de masa fresca (FM) en tierras arenosas a
más de 65 toneladas de FM/ha en ubicaciones de alto
rendimiento. En promedio, el rendimiento es de
aproximadamente 45 toneladas de FM/ha. El maíz es
un cultivo poco exigente y, por tanto, conviene para
casi cualquier ubicación en Alemania.
Cuando se cosecha, se pica toda la planta de maíz
y luego se almacena en silos horizontales. El contenido de materia seca (sólidos totales) no debe ser menor de 28% DM ni mayor de 36% DM. Si el contenido
de materia seca cae por debajo de 28% DM, debe esperarse una fuga considerable de agua de filtración asociada con pérdidas de energía significativas. Si el contenido de materia seca excede 36% DM, el ensilaje
tendrá un alto contenido de lignina y se degradará
menos fácilmente. Además, el ensilaje ya no se puede
compactar de manera óptima, lo cual, a su vez, tiene
un efecto negativo en la calidad del ensilaje y, en consecuencia, la estabilidad del almacenamiento. Luego
de cargarse al silo, se compacta material picado de la
planta (por ejemplo, con un cargador de ruedas o tractor agrícola) y se sella con una lámina de plástico hermética. Luego de una fase de ensilaje de aproximadamente 12 semanas, se puede utilizar el ensilaje en la
planta de biogás. Al final de este capítulo se encuentran los datos de los materiales y rendimientos promedio de biogás.
Junto con el uso de toda planta de maíz como ensilaje, en el mundo real el uso de las mazorcas de maíz
solamente es de importancia relativa. Las variantes
comunes son mazorca de maíz molida (GEM), mezcla
de mazorca de maíz (CCM) y grano de maíz, obtenidos por cosecha en diferentes momentos y utilizando
diferentes técnicas. GEM y CCM se ensilan normalmente luego de la cosecha. El maíz de grano entonces
puede ser ensilado cuando está húmedo, molido y ensilado o seco. La densidad de energía de estos sustratos es considerablemente más alta que la del ensilaje
de maíz, aunque los rendimientos de energía por unidad de área son menores porque en este caso el resto
de la planta se queda en el campo.
4.1.2.2 Ensilaje del cultivo íntegro de cereales (WCC)
Casi todos los tipos de cereales, así como las mezclas
de cereales, son convenientes para producir ensilaje
de cultivos íntegros de cereales, siempre y cuando los
80
cereales maduren al mismo tiempo. Dependiendo de
las condiciones locales, se debe dar preferencia a cultivar el tipo de cereal que se conoce produce el rendimiento de materia seca más alto. En la mayor parte de
lugares esto se logra con centeno y triticale [4-5]. La
técnica de cosecha es idéntica a la del maíz. Además
en el caso de ensilaje de WCC, se pica y ensila todo el
tallo. Dependiendo del sistema de uso, la cosecha debería ocurrir en el momento en que se obtiene los rendimientos más altos de materia seca (sistema de un
cultivo). Para la mayor parte de especies de cereales,
esto ocurre al final de la etapa de lechada / inicio de la
etapa de masa [4-7]. En el caso de ensilaje de WCC, se
puede lograr rendimientos de materia seca entre 7,5 y
hasta 15 t DM/ha, dependiendo de la ubicación y del
año, lo cual equivale a 35% DM, y un rendimiento en
peso fresco de 22 a 43 toneladas de peso fresco/ha
[4-6].
La producción de ensilaje de centeno verde (centeno forrajero) es una técnica que se encuentra comúnmente en la práctica. Se ensila el centeno mucho antes
que en el caso del ensilaje de WCC, en un proceso de
cosecha de dos etapas. Esto significa que luego del
cortado, se hace marchitar uno o dos días antes de picarlo y ensilarlo. Inmediatamente luego de la cosecha
del centeno verde se planta un cultivo sucesivo para
generación de energía (sistema de dos cultivos). En
vista del alto nivel de consumo de agua, este método
no es conveniente para todos los lugares. Además, si
el contenido de DM del cultivo cosechado es demasiado bajo, pueden surgir problemas con el ensilaje
(como el escape de filtraciones o para conducir encima
del silo). Al final de este capítulo se encuentran los datos de los materiales y rendimientos de gas de ensilaje
de WCC.
4.1.2.3 Ensilaje de pasto
Como en el caso del maíz, cultivar y cosechar pasto y utilizar ensilaje de pasto convienen para la mecanización.
El ensilaje de pasto se cosecha en un proceso de dos etapas; se puede recoger el pasto marchito con un vagón
que siega el pasto corto y se carga solo, o con una cosechadora de pienso. Debido al menor tamaño, se debe
preferir las cosechadoras de pienso para el ensilaje de
pasto para el uso de biogás.
El ensilaje de pasto se puede hacer en tierra agrícola en uno o más años con un sistema de rotación de
cultivos o con pastizales permanentes. Los rendimientos fluctúan bastante, dependiendo de la ubicación,
condiciones ambientales e intensidad de uso de pastizal. Con un clima y condiciones atmosféricas apropia-
dos, es posible lograr entre tres y cinco cosechas al año
en uso intensivo. En este sentido, vale la pena notar
los altos costos de la mecanización y la posibilidad de
altas cargas de nitrógeno, lo cual puede dar lugar a
problemas durante el proceso de digestión. El ensilaje
de pasto también puede cosecharse en áreas de conservación de la naturaleza de manejo extensivo, aunque los rendimientos de gas son bajos por el alto contenido de lignina. Las múltiples maneras de producir
ensilaje de pasto significan que los rangos de fluctuación de los datos de los materiales y de los rendimientos de biogás que se encuentran en la literatura pueden ser bastante mayores que las cifras que se
proporcionan en la Tabla 4.3 y en la Tabla 4.4.
Debe señalarse en este sentido que el énfasis debe
ponerse en la digestibilidad o degradabilidad cuando
se produce ensilaje de pasto para plantas de biogás. Por
lo tanto, se debe cuidar que, cuando sea posible, el contenido de materia seca no exceda 35% DM. Si el contenido de DM es demasiado alto, se eleva la proporción
de lignina y fibra, y como resultado el grado de degradación y, por lo tanto, el rendimiento de metano bajan
significativamente en relación con la materia seca orgánica. Mientras que este ensilaje de pasto puede incluirse en el proceso, probablemente cause problemas
técnicos (como la rápida formación de capas flotantes o
de enredamiento con las cuchillas del agitador) debido
al alto contenido de materia seca y a veces de fibras largas.
4.1.2.4 Granos de cereales
Los granos de cereales son particularmente buenos
para usarlos en plantas de biogás como suplemento
del sustrato disponible. Gracias a sus rendimientos
muy altos de biogás y a su rápida degradabilidad, los
granos de cereales son especialmente útiles para el
control fino de la producción de biogás. Se puede utilizar cualquier tipo de cereal. Para asegurar una digestión rápida, es importante triturar los granos de cereal
antes de alimentarlos al reactor (por ejemplo, por molienda o chancado).
4.1.2.5 Remolacha
Gracias a su alta tasa de incremento de masa, la remolacha (la forrajera o la azucarera) es apropiada como cultivo energético. En particular, la remolacha azucarera
ha sido un cultivo tradicionalmente importante en algunas regiones. Debido a los pasos que se han dado
para regular el mercado, la cantidad de remolacha utilizada para la producción de azúcar se ha ido redu-
Tabla 4.3: Datos de los materiales de los cultivos energéticos
seleccionados de acuerdo con [4-1], modificado
DM
VS
[%]
[% DM]
Δ
28-35
85-98
2,3-3,3
1,5-1,9
4,2-7,8
∅
33
95
2,8
1,8
4,3
Δ
30-35
92-98
4,0
3,25
no especificado
∅
33
95
4,4
2,8
6,9
Δ
25-50
70-95
3,5-6,9
1,8-3,7
6,9-19,8
∅
35
90
4,0
2,2
8,9
Granos de ∅
cereales
87
97
12,5
7,2
5,7
Remolach ∅
a azucarera
23
90
1,8
0,8
2,2
Remolach ∅
a forrajera
16
90
no especificado
no especificado
no especificado
Sustrato
Ensilaje
de maíz
Ensilaje
de WCC
Ensilaje
de pasto
N
P2O5
K2O
[% DM]
ciendo cada vez más. Como el cultivo de remolacha
azucarera se basa en técnicas de producción bien conocidas y tiene varias ventajas agronómicas a su favor, se
está utilizando cada vez más para la producción de biogás.
La remolacha presenta necesidades especiales de
tierra y clima. Para alcanzar altos rendimientos, se necesita un clima relativamente moderado y suelos profundos y ricos en humus. Con irrigación de los campos
en zonas de tierras ligeras se puede ayudar considerablemente a mantener los rendimientos del cultivo. Los
rendimientos pueden variar de acuerdo con factores y
condiciones ambientales locales. En el caso de la remolacha azucarera, el promedio es de alrededor de
50-60 toneladas FM/ha. Los rendimientos de remolacha
azucarera están sujetos a diferencias adicionales dependiendo de la variedad. El rendimiento de remolacha forrajera con un bajo contenido de materia seca es de alrededor de 90 toneladas FM/ha, por ejemplo, y el de
remolacha forrajera con alto contenido de materia seca
entre 60 y 70 toneladas FM/ha [4-8]. Los rendimientos
de la masa foliar (partes superiores de la planta) difieren también según la variedad de remolacha. La proporción de masa radicular a masa foliar en el caso de la
remolacha forrajera es de 1:0,8, mientras que para la remolacha forrajera con alto contenido de materia seca es
81
Tabla 4.4: Rendimientos de biogás de cultivos energéticos
seleccionados de acuerdo con [4-2],[4-6],[4-9],[4-10], modificados
Rendimiento
de
biogás
Sustrato
RendimienRendimiento to específico
de metano
de metano
en base a VS
[Nm3/t
sustrato]
[Nm3/t
sustrato]
[Nm3/t
VS]
Δ
170-230
89-120
234-364
∅
200
106
340
Δ
170-220
90-120
290-350
∅
190
105
329
Granos de cereales
∅
620
320
380
Ensilaje de pasto
Δ
170-200
93-109
300-338
∅
180
98
310
Δ
120-140
65-76
340-372
∅
130
72
350
Δ
75-100
40-54
332-364
∅
90
50
350
Ensilaje de
maíz
Ensilaje de
WCC
Remolacha
azucarera
Remolacha forrajera
1:0,5. La remolacha forrajera con bajo contenido de materia seca tiene una proporción raíz/hojas de 'sólo'
1:0,3-0,4 debido a su alta tasa de incremento de masa
[4-8]. Las Tablas 4.3 y 4.4 muestran datos materiales y
rendimientos de gas de la remolacha azucarera.
Surgen dos dificultades fundamentales cuando se
utiliza remolacha azucarera para producir biogás. En
primer lugar, se tiene que eliminar la tierra que se
pega a la remolacha. Cuando se carga la remolacha en
el digestor, la tierra se asienta en el fondo y reduce el
tamaño de la cámara de digestión. Actualmente, se están desarrollando las primeras técnicas de limpieza
húmeda automatizada para este propósito. En segundo lugar, el almacenamiento se hace difícil debido
al bajo contenido de materia seca de las remolachas.
En la práctica, se combina la remolacha con el maíz
para hacer ensilaje para la producción de biogás o se
la ensila separadamente en tubos o lagunas plásticas.
También se está haciendo pruebas de la hibernación
de la remolacha y técnicas para usarla.
82
4.2 Sustratos de la industria de procesamiento agrícola
En esta sección se describen los sustratos seleccionados
de la industria de procesamiento agrícola. Estos son todos sustratos o co-productos que surgen del procesamiento de plantas o partes de plantas. Las sustancias
descritas provienen de la lista positiva de sub-productos vegetales de la EEG de 2009 y se presentan a título
de ejemplos. Sus propiedades principales las hacen
particularmente convenientes para la producción de
biogás, cuando las condiciones locales son apropiadas.
Debe recordarse que estas sustancias son residuos y
aparecen en el Anexo 1 de la Ordenanza sobre Bio-residuos (BioAbfV) (confrontar Sección 7.3.3.1). En consecuencia, la planta de biogás requiere la aprobación correspondiente y debe cumplir los requisitos de
BioAbfV respecto del pre-tratamiento y utilización de
digestatos. Cuando se consulta los resúmenes de datos
en las tablas, se debe considerar que en la práctica las
propiedades de los sustratos pueden fluctuar significativamente y pueden caer fuera de los rangos que se
muestran aquí. Esto se debe esencialmente a las técnicas de producción de los principales productos (por
ejemplo, diferentes métodos, configuraciones del
equipo, calidad requerida del producto, pre-tratamientos, etc.) y de las fluctuaciones en la calidad de las materias primas. Las concentraciones de metales pesados
también pueden variar sustancialmente [4-11].
4.2.1 Producción de cerveza
Una serie de sub-productos resultan de la producción
de cerveza, entre los cuales se cuentan los granos cerveceros, que con un 75 % del total con los de mayor proporción. Por cada hectolitro de cerveza, se produce
también aproximadamente 19,2 kg de granos cerveceros, 2,4 kg de levadura y fondo de tanque, 1,8 kg de
lodo líquido caliente, 0,6 kg de lodo líquido frío, 0,5 kg
de lodo de diatomita y 0,1 kg de polvo de malta [4-12].
Sólo se examina en más detalle los granos cerveceros en esta sección porque constituyen la mayor fracción. No obstante, las otras fracciones son igualmente
convenientes para el uso en plantas de biogás, con la
excepción del lodo líquido de diatomita. Sin embargo,
actualmente, sólo se puede usar una parte de la cantidad producida debido a que los sub-productos residuales también se utilizan de otras maneras, por ejemplo en la industria alimentaria (levadura de cervecería) o como alimento para animales (granos cerveceros
y polvo de malta). La Sección 4.4 resume los datos de
los materiales y rendimientos de gas.
El almacenamiento y el manejo son relativamente
fáciles. Si se almacenan en un lugar abierto, sin embargo, pueden ocurrir bastante rápidamente las pérdidas de energía y la infestación de moho. En dichos casos, por lo tanto, es preferible el ensilaje.
4.2.2 Producción de alcohol
La vinaza o residuo de la destilación es un sub-producto a partir de la producción de alcohol de cereales,
remolacha, papas o frutas. Por cada litro de alcohol
producido, se genera aproximadamente 12 veces el
volumen de vinaza. Actualmente, luego de secarla, se
usa principalmente como alimento para el ganado o
como fertilizante [4-12]. El bajo contenido seco de la
vinaza en estado fresco significa que en la mayoría de
los casos puede dársele sólo un uso limitado y, por lo
tanto, no vale mucho la pena transportarla. En este
sentido, se debe señalar las oportunidades que surgen
del uso de biogás junto con la producción de alcohol.
El biogás se genera por digestión de la vinaza. Luego,
se puede usar el biogás en una unidad combinada de
calor y energía para proporcionar la energía de proceso requerida para la producción de alcohol, en la
forma de electricidad y calor. Esto prepara el camino
para el uso en cascada de materias primas renovables,
lo cual es una alternativa, sostenible y eficiente en uso
de recursos, a los métodos empleados hasta el momento para la utilización de la vinaza.
La Tabla 4.6 proporciona detalles de los datos de los
materiales mientras que los detalles de los rendimientos
de gas se proporcionan en la Tabla 4.7 en la Sección 4.4.
4.2.3 Producción de biodiesel
La torta de semilla de colza y el glicerol crudo son
sub-productos de la producción de biodiesel. Gracias a
sus rendimientos de gas, que se pueden clasificar como
altos (Tabla 4.6), estos dos sustratos son convenientes
para su utilización como co-sustratos en las plantas de
biogás agrícolas. El rendimiento de gas de la torta de
semilla de colza es determinado principalmente por los
sedimentos de las prensas de aceite, y el contenido de
aceite de las materias primas. En consecuencia, es muy
probable que en la práctica varíe el rendimiento de gas
proveniente de diferentes tortas de semilla de colza. La
fabricación de una tonelada de biodiesel [4-13] produce
aproximadamente 2,2 toneladas de torta de semilla de
colza y 200 kg de glicerol. Sin embargo, puede haber
problemas asociados con el uso de estos sub-productos
a partir de la producción de biodiesel y se los debe investigar muy cuidadosamente de antemano. La razón
de esto es que se forman concentraciones muy altas de
sulfuro de hidrógeno (H2S) en el biogás durante la digestión de la torta de semilla de colza [4-14]. Esto se
debe a las concentraciones de proteína y azufre en la
torta de semilla de colza. El problema con el glicerol
crudo es que a veces contiene más del 20 % de su peso
en metanol, lo cual, en altas concentraciones, tiene un
efecto inhibitorio en las bacterias metanogénicas [4-15].
Por esta razón, se debe añadir sólo pequeñas cantidades de glicerol al proceso.
Los estudios sobre la co-digestión del glicerol
crudo con cultivos energéticos con bosta han demostrado que añadir glicerol con una fracción máxima de
masa de 6% tiene un efecto significativo en la co-digestión [4-15]. Esto significa que la mezcla da como resultado una cantidad considerablemente mayor de
metano que lo que se esperaría proporcionalmente de
los sustratos individuales. Los mismos estudios también han demostrado que, si la cantidad añadida de
glicerol excede 8 %, ya no hay un efecto positivo de
co-digestión y puede incluso esperarse que se inhiba
la formación de metano. En resumen, aunque los
sub-productos de la producción de biodiesel son convenientes para usarlos como co-sustratos, es aconsejable en la práctica usarlos sólo en pequeñas proporciones.
4.2.4 Procesamiento de papa
(producción de almidón)
En la producción de almidón a partir de papa, se produce un sub-producto conocido como pulpa de papa,
además del agua residual contaminada. Esta pulpa
está formada principalmente de cáscaras, paredes de
células y células de almidón descompuestas que quedan luego de la extracción de almidón. Se produce
aproximadamente 240 kg de pulpa por cada tonelada
de papas procesadas, junto con 760 litros de jugo de
papa y 400-600 litros de agua de proceso [4-16].
Actualmente, parte de la pulpa la usan los agricultores como alimento para el ganado, mientras que
la mayor parte del jugo de papa se aplica a los campos como fertilizante. Sin embargo, su uso como alimento animal representa solo una pequeña proporción de la cantidad residual. Además, la aplicación
del jugo en los campos puede llevar a la sobre-fertilización del suelo y salinización del agua subterránea.
Por lo tanto, se necesita opciones de utilización alternativas en el mediano plazo.
Una opción es la utilización en las plantas de biogás debido a que los sub-productos son sustratos fá-
83
cilmente digeribles. Las Tablas 4.6 y 4.7 proporcionan
las propiedades de los materiales.
Aunque no existen requisitos especiales respecto a
las medidas de higiene o de almacenamiento, se debe
tomar en consideración que el jugo de papas y el agua
de proceso deben recalentarse para el proceso de digestión para almacenarlos en tanques, lo cual requiere
energía adicional.
4.2.5 Producción de azúcar
El procesamiento de remolacha azucarera para fabricar azúcar granulada resulta en una variedad de
sub-productos, la mayoría de los cuales se utiliza
como alimento animal. Estos sub-productos incluyen
la pulpa de remolacha húmeda, que se recolecta luego
de que se ha cortado la remolacha y se ha extraído el
azúcar y la melaza, que queda luego de que los cristales de azúcar se han separado del jarabe de azúcar espesado. Parte de la pulpa de remolacha se mezcla con
la melaza y se la seca extrayéndole el agua para formar pulpa de remolacha con melaza seca, que se usa
igualmente como alimento animal [4-17, 4-18].
Aparte de su uso como alimento animal, la melaza
se utiliza también como materia prima en las fábricas
de levadura o destilerías. Aunque esto significa que la
cantidad disponible es limitada en gran medida, la
pulpa de remolacha y la melaza son co-sustratos sumamente convenientes para la producción de biogás
debido a su contenido residual de azúcar (confrontar
Anexo 4.8, Tabla 4.9).
Actualmente, no hay ningún requisito de higiene
que aplicar a su almacenamiento o uso. La pulpa
prensada se ensila para permitir un almacenamiento
prolongado, ya sea como sustrato único en tubos de
plástico o como sustrato mezclado con ensilaje de
maíz, por ejemplo. La melaza tiene que almacenarse
en recipientes de almacenamiento apropiados. En
vista de la disponibilidad estacional de remolacha
azucarera y sus sub-productos (setiembre a diciembre), es necesario almacenarla si se quiere tener pulpa
prensada con melaza todo el año.
4.2.6 Sub-productos provenientes del procesamiento de las frutas
El procesamiento de las uvas o frutas en vino o jugo
de fruta produce sub-productos conocidos como pomasa (o marc). Como no tiene un alto contenido de
azúcar, a menudo se usa como materia prima en la
producción de alcohol. La pomasa también se usa
84
Tabla 4.5: Rendimientos de biogás estándar de productos
exclusivamente a partir de plantas de acuerdo con la Lista
Positiva de la EEG de 2009
Sub-productos sólo basados en
plantas
Rendimiento de biogás estándar de
acuerdo con la
Sección V del Anexo 2 de la EEG
[kWhel/t FM]
[Nm3 CH4/t FM]
Granos residuales (frescos o
prensados)
231
62
Restos de vegetales
100
27
Vegetales (descarte)
150
41
Cereales (restos)
960
259
Vinaza de cereales (trigo)
proveniente de la producción de alcohol
68
18
Polvo de granos
652
176
Glicerol del procesamiento
de plantas oleaginosas
1.346
364
Plantas medicinales y especias
220
59
Papas (descarte)
350
95
Papas (en puré, contenido
de almidón medio)
251
68
Agua residual de papa proveniente de la producción
de almidón
43
12
Agua de proceso de papa
proveniente de la producción de almidón
11
3
Pulpa de papa proveniente
de la producción de almidón
229
62
Cáscara de papa
251
68
Vinaza de papa proveniente
de la producción de alcohol
63
17
Melaza proveniente de la
producción de azúcar de remolacha
629
170
Pomasa (fresca, no tratada)
187
51
Harina de aceite de semilla
de colza
1.038
281
Torta de semilla de colza
(contenido residual de aceite aproximadamente 15%)
1.160
314
Flores cortadas
(descarte)
210
57
Torta prensada de remolacha azucarera proveniente
de la producción de azúcar
242
65
Ralladura de remolacha
azucarera
242
65
Tabla 4.6: Datos de los materiales de productos seleccionados
basados exclusivamente en plantas de acuerdo con [4-1],
[4-2], [4-12], [4-17]
DM
VS
[%]
[%DM]
Δ
20-25
70-80
4-5
1,5
n.e.
∅
22,5
75
4,5
1,5
n.e.
Δ
6-8
83-88
6-10
3,6-6
n.e.
∅
6
94
8
4,8
n.e.
Δ
6-7
85-95
5-13
0,9
n.e.
∅
6
85
9
0,73
n.e.
Δ
2-3
aproximadamente
95
n.e.
0,73
n.e.
∅
2,5
95
n.e.
0,73
n.e.
[4-1]
100
90
n.e.
n.e.
n.e.
[4-15]
47
70
n.e.
n.e.
n.e.
92
87
n.e.
n.e.
n.e.
0,5-1 0,1-0,2
Sustrato
Granos residuales
Vinaza de
cereales
Vinaza de
papas
Pomasa de
frutas
Glicerol crudo
N
P2O5
K2O
[%DM]
Pulpa de
papa
∅
aproximadamente
13
90
Jugo de
papa
Δ
3,7
70-75
4-5
2,5-3
5,5
∅
3,7
72,5
4,5
2,8
5,5
Δ
22-26
95
n.e.
n.e.
n.e.
∅
24
95
n.e.
n.e.
n.e.
Δ
80-90
85-90
1,5
0,3
n.e.
∅
85
87,5
1,5
0,3
n.e.
Δ
25-45
85-90
1,1
1,4
n.e.
∅
35
87,5
1,1
1,4
n.e.
Δ
40-50
80-90
∅
45
85
Ralladura de
remolacha
azucarera
Melaza
Pomasa de
manzanas
Pomasa de
uvas
1,5-3 3,7-7,8
2,3
5,8
1,8
n.e.
n.e.
n.e.: n.e.
como alimento animal o como materia prima para fabricar pectina. Cada hectolitro de vino o jugo de frutas rinde aproximadamente 25 kg de pomasa, y cada
hectolitro de néctar de fruta alrededor de 10 kg de
pomasa [4-12]. Los datos más importantes sobre los
materiales aparecen en las Tablas 4.6 y 4.7.
Gracias al proceso de producción precedente, la
pomasa probablemente no contiene ninguna materia
extraña o impurezas y tampoco existe necesidad de
higienización. Si se desea almacenar los sustratos por
largos periodos, es necesario el ensilaje.
4.3 Sub-productos puramente basados en plantas de acuerdo con la
EEG
A continuación se proporciona una lista completa de
los sub-productos puramente basados en plantas tal
como lo especifica la EEG (Lista Positiva de sub-productos basados en plantas) con los rendimientos de
biogás estándar de acuerdo a ley (confrontar Sección
7.3.3.2). Para permitir la comparación con sustratos
descritos en esta sección, el rendimiento de biogás estándar de acuerdo a ley (en kWhel/t FM) se convierte a
un rendimiento de metano específico (Tabla 4.5). Esto
asume una eficiencia eléctrica de 37% para la unidad
de CHP y un valor calorífico neto (valor de calentamiento más bajo) de metano de 9,97 kWh/Nm3 (ver
Tabla 4.5).
Un problema fundamental es que la legislación da
sólo detalles aproximados de las propiedades materiales de los sub-productos. Como las propiedades de los
materiales de los sub-productos que afectan el rendimiento de gas (en particular el contenido de materia
seca y el contenido de aceite residual) se extienden a lo
largo de una gama muy amplia en la práctica (confrontar Sección 4.2), puede haber desviaciones considerables entre los rendimientos de gas de acuerdo a ley y
aquellos que se logran en realidad. Esto resultará inevitablemente en una sobre-calificación y sub-calificación de los rendimientos de biogás obtenidos a partir
de sub-productos puramente basados en plantas aprobadas.
4.4 Datos de los materiales y rendimientos de gas de sub-productos
puramente basados en plantas
Las tablas a continuación muestran los datos materiales y los rendimientos de gas de sustratos seleccionados de la Sección 4.2. Cuando están disponibles, se
proporciona tanto un rango como un valor promedio
de los distintos parámetros. El rango de datos de los
85
Tabla 4.7: Rendimientos de biogás de sustratos seleccionados provenientes de la industria agrícola [4-1],[4-2],
[4-12],[4-15], modificados
RendimienRendimiento de metato de biogás
no
Sustrato
Rendimiento específico
de metano
en base a VS
[Nm3/t sustrato]
[Nm3/t
sustrato]
[Nm3/t FM]
Δ
105-130
62-112
295-443
∅
118
70
313
Δ
30-50
18-35
258-420
∅
39
22
385
Δ
26-42
12-24
240-420
∅
34
18
362
Δ
10-20
6-12
180-390
∅
15
9
285
Δ
240-260
140-155
170-200
∅
250
147
185
Torta de semilla de ∅
colza
660
317
396
Δ
70-90
44-50
358-413
∅
80
47
336
Δ
50-56
28-31
825-1100
∅
53
30
963
Δ
60-75
44-54
181-254
∅
68
49
218
Δ
290-340
210-247
261-355
∅
315
229
308
Δ
145-150
98-101
446-459
∅
148
100
453
Δ
250-270
169-182
432-466
∅
260
176
448
Granos residuales
Vinaza de cereales
Vinaza de papa
Pomasa de frutas
Glicerol crudo
Pulpa de papa
Jugo de papa
Ralladura de remolacha azucarera
Melaza
Pomasa de manzanas
Pomasa de uvas
materiales y de los rendimientos de gas es a veces
considerable. Por lo tanto, es claro que, en las aplicaciones del mundo real, la 'calidad del sustrato' variará
muy ampliamente y será influenciada por muchos
factores relacionados con la producción. Los datos
presentados aquí son una guía. Debe notarse que los
resultados obtenidos en la práctica a veces pueden ser
considerablemente más altos o más bajos.
86
4.5 Podas y recortes de pastos
El mantenimiento de los parques y bordes verdes por
las autoridades municipales produce grandes cantidades de residuos verdes en la forma de podas y cortes
de pasto. Como este material se produce de manera
estacional, debe ensilarse para asegurar que esté disponible durante todo el año como un sustrato de biogás. Desde el punto de vista práctico, es una opción limitada, no obstante, porque el material residual está
ampliamente disperso, lo cual puede significar costos
de transporte excesivamente altos. Si las cantidades
involucradas son muy pequeñas con intervalos entre
las entregas, el material también puede añadirse en
estado fresco. Dicho material debe añadirse de manera extremadamente cuidadosa ya que las bacterias
tienen primero que ajustarse a la nueva calidad de la
sustancia y no se puede descartar una interrupción
del proceso si se agrega cantidades demasiado grandes. Algunos datos de los materiales importantes
junto con el rendimiento de biogás y el contenido de
metano se muestran en la Tabla 4.8. Como regla general, no se utiliza podas y cortes de pasto para la generación del biogás sino que se envían para el abono.
Aparte de las dificultades logísticas mencionadas
anteriormente respecto del ensilaje, el manejo presenta pocos problemas. Puede ser necesario retirar los
elementos no deseables, como ramas o piedras, antes
de cargar el material en la planta de biogás.
4.6 Material proveniente del paisaje
Este término es específico a la actividad y cubre los materiales de actividades agrícolas y hortícolas, donde estas sirven principalmente para paisaje [4-20]. Las áreas
donde se obtiene material proveniente del paisaje incluyen tanto áreas de conservación de la naturaleza
como áreas donde se realiza medidas de mantenimiento de la vegetación. Los recortes y corte del pasto
de biotopos protegidos, reservas y áreas naturales por
contrato bajo programas de apoyo agro-ambientales u
otros similares se clasifican entonces como material del
paisaje. Además, las áreas verdes al lado de las carreteras, las podas y cortes municipales así como las podas y
cortes provenientes de jardines públicos y privados y
del mantenimiento de los parques, de los campos de
deporte y del mantenimiento de los campos de golf así
como de los terrenos a lo largo de los cursos de agua se
clasifican también como material del paisaje. Como el
mantenimiento de las áreas de conservación de la naturaleza puede hacerse solamente una vez al año, este
material tiene materia seca y lignina. Este material tiene
Tabla 4.8: Propiedades de los materiales de podas y recortes [4-12], [4-19]
Sustrato
Podas y recortes
DM
VS
[%]
[%DM]
12
87
N
Rendimiento de
biogás
P2O5
[%DM]
2,5
contenidos de gas más bajos y es poco conveniente para
el ensilaje. Además, el uso de dichos materiales requiere técnicas o métodos de procesamiento bastante
específicos que todavía siguen siendo muy costosos o
que todavía no son avanzados. En contraste, los materiales provenientes del paisaje de medidas de mantenimiento de la vegetación, como los recortes municipales
de pasto o los recortes de pasto provenientes de campos de deporte y de golf, tienen poco contenido de madera y son más fácilmente digeribles.
Para calificar para el bono de paisaje de
2 centavos/kWhel, más del 50 wt% del material utilizado (con referencia a la masa fresca) dentro de un
año calendario debe provenir del paisaje (ver también
la Sección 7.3.3.2).
4
Rendimiento de me- Rendimiento específico
tano
de metano en base a VS
[Nm3/t FM]
[Nm3/t FM]
[Nm3/t FM]
175
105
369
4.7 Referencias
[4-1]
Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (KTBL): Faustzahlen Biogas; Darmstadt,
2007
[4-2]
Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (KTBL): Faustzahlen Biogas; segunda edición, Darmstadt, 2009
[4-3]
und Substrate; VDI-Berichte, No. 1620 'Biogas als regenerative Energie – Stand und Perspektiven'; pp. 19–32;
VDI-Verlag 2001
[4-4]
Weiland, P. et al.: Bundesweite Evaluierung neuartiger
Biomasse-Biogasanlagen; 16. Symposium BioenergieFestbrennstoffe, Biokraftstoffe, Biogas; Bad Staffelstein
2007, pp. 236–241
[4-5]
Weiland, P.: Stand und Perspektiven der Biogasnutzung und -erzeugung in Deutschland; Gülzower Fachgespräche, Band 15: Energetische Nutzung von Biogas:
Stand der Technik und Optimierungspotenzial, pp.
8-27, Weimar, 2000
[4-6]
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V.: Standortangepasste Anbausysteme für Energiepflanzen; Gülzow, 2008
[4-7]
Karpenstein-Machan, M.: Energiepflanzenbau für Biogasanlagenbetreiber, DLG Verlag; Frankfurt/M., 2005
[4-8]
Dörfler, H. (ed.): Der praktische Landwirt; cuarta edición; BLV Verl.-Ges., Munich; 1990
[4-9]
Hassan, E.: Untersuchungen zur Vergärung von Futterrübensilage; BLE-Projekt Az. 99UM031; Abschlußbericht; Bundesforschungsanstalt für Landwirtschaft
(FAL), Braunschweig; 2001
[4-10]
Schattauer, A.: Untersuchungen zur Biomethanisierung
von Zuckerrüben; Masterarbeit angefertigt im Institut
für Technologie und Biosystemtechnik; Bundesforschungsanstalt für Landwirtschaft
(FAL); Braun-
schweig; 2002
[4-11]
Bischoff, M.: Erkenntnisse beim Einsatz von Zusatz- und
Hilfsstoffen sowie Spurenelementen in Biogasanlagen;
VDI Berichte, No. 2057; 'Biogas 2009 – Energieträger der
Zukunft'; VDI Verlag, Düsseldorf 2009, pp. 111–123
[4-12]
Wilfert, R.; Schattauer, A.: Biogasgewinnung und -nutzung – Eine technische, ökonomische und ökologische
Analyse; DBU-Projekt, 1. Zwischenbericht; Institut für
Energetik und Umwelt GmbH, Leipzig; Bundesforschungsanstalt für Landwirtschaft
(FAL), Braun-
schweig; 2002
87
[4-13]
Anónimo: Die Herstellung von Biodiesel; innovas
[4-16]
news; Anwendungsbeispiel Biogas 3/98; Munich, 1998
[4-14]
Wesolowski, S.; Ferchau, E.; Trimis, D.: Untersuchung
[4-17]
Schnitzel und Melasse – Daten, Fakten, Vorschriften;
Konzept zur Qualität und Produktsicherheit für Futtermittel aus der Zuckerrübenverarbeitung; Broschüre;
Heft 18/2009; Dresden, 2009
segunda edición; Verein der Zuckerindustrie; 2003
[4-19]
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KTBL Arbeitspapier 249 – Kofermentation; Kuratorium
für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft –
Biodieselerzeugung als leistungssteigerndes Zusatzmittel zur Biogaserzeugung aus Silomais, Körnermais,
el
Münster-Hiltrup, 1996
[4-18]
desamtes für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie
Amon, T.; Kryvoruchko, V.; Amon, B.; Schreiner, M.:
descargado
Verein der Zuckerindustrie; Landwirtschaftsverlag
chen Betrieben zur Erzeugung von Biogas in Co- und
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Emsland-Stärke;
6.09.2002; www.emsland-staerke.de/d/umwelt.htm
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Umweltbericht;
KTBL; Darmstadt 1998
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Recomendación de la Cámara de Compensaciones de la
Rapspresskuchen und Schweinegülle; Universität für
EEG) con fecha 24.09.2009,
Bodenkultur Wien, Department für Nachhaltige Agrar-
http://www.clearingstelle-eeg.de/EmpfV/2008/48
Fuente: Kuhn (LWG)
systeme; Viena, 2004
88
4.8 Anexo
Tabla 4.9: Vista de conjunto de las características del sustrato
DM
VS
[%]
[%DM]
Lodo líquido de ganado
10
80
3,5
1,7
Lodo líquido de cerdo
6
80
3,6
Bosta de ganado
25
80
Bosta de aves
40
Bosta de caballos con o
sin paja
Sustrato
Na
P2O5
K2O
[%DM]
Rendimiento de
biogás
Rendimiento de Rendimiento espeCH4
cífico de CH4
[Nm3/t FM]
[Nm3/t FM]
[Nm3/t FM]
6,3
25
14
210
2,5
2,4
28
17
250
5,6
3,2
8,8
80
44
250
75
18,4
14,3
13,5
140
90
280
28
75
no. espec.
no. espec.
no. espec.
63
35
165
Ensilaje de maíz
33
95
2,8
1,8
4,3
200
106
340
Ensilaje de WCC
33
95
4,4
2,8
6,9
190
105
329
Ensilaje de centeno verde
25
90
150
79
324
Granos de cereales
87
97
12,5
7,2
5,7
620
329
389
Ensilaje de pasto
35
90
4,0
2,2
8,9
180
98
310
Remolacha azucarera
23
90
1,8
0,8
2,2
130
72
350
Remolacha forrajera
16
90
no. espec.
no. espec.
no. espec.
90
50
350
Ensilaje de girasoles
25
90
no. espec.
no. espec.
no. espec.
120
68
298
Pasto de Sudan
27
91
no. espec.
no. espec.
no. espec.
128
70
286
Sorgo dulce
22
91
no. espec.
no. espec.
no. espec.
108
58
291
Centeno verdeb
25
88
no. espec.
no. espec.
no. espec.
130
70
319
Bosta
Cultivos energéticos
Sustratos provenientes de la industria de procesamiento
Granos residuales
23
75
4,5
1,5
0,3
118
70
313
Vinaza de cereales
6
94
8,0
4,8
0,6
39
22
385
Vinaza de papas
6
85
9,0
0,7
4,0
34
18
362
Pomasa de frutas
2,5
95
no. espec.
0,7
no. espec.
15
9
285
crudoc
no
esp.
no. espec.
no. espec.
no. espec.
no. espec.
250
147
185
92
87
52,4
24,8
16,4
660
317
396
Pulpa de papas
13
90
0,8
0,2
6,6
80
47
336
Jugo de papas
3,7
73
4,5
2,8
5,5
53
30
963
Pulpa de remolacha de
azúcar prensada
24
95
no. espec.
no. espec.
no. espec.
68
49
218
Melaza
85
88
1,5
0,3
no. espec.
315
229
308
Pomasa de manzanas
35
88
1,1
1,4
1,9
148
100
453
Pomasa de uvas
45
85
2,3
5,8
no. espec.
260
176
448
12
87,5
2,5
4,0
no. espec.
175
105
369
Glicerol
Podas y recortes de pastos
Podas y recortes
a. Concentraciones de N en el digestato, excluyendo pérdidas en el almacenamiento
b. marchito
c. Los resultados varían en gran medida en la práctica, dependiendo del método utilizado para la producción de biodiésel
89
5
Operación de las
plantas de biogás
La eficiencia económica de una planta de biogás planeada apropiadamente se determina por la disponibilidad y utilización de capacidad del conjunto del proceso. Los factores clave son la funcionalidad y la
confiabilidad operativa de la tecnología empleada así
como la degradación altamente consistente dentro del
proceso biológico.
Como la operación de las instalaciones técnicas está
sujeta a averías inevitables, se debe tener herramientas
apropiadas a la mano para detectar dichas averías e
identificar y rectificar las fallas. El control de procesos
siempre se realiza en interacción con el personal, aunque el grado de automatización puede variar muchísimo. Si se automatiza los algoritmos de monitorización
y control, los beneficios son que el sistema está disponible constantemente y que se logra un grado de independencia del personal experto. La transmisión remota de
datos también hace que no sea completamente necesaria la presencia del personal en la planta para la monitorización del proceso. La desventaja de una gran automatización es el mayor costo resultante. Como estas
ventajas y desventajas tienen diferentes pesos dependiendo de las especificaciones de la planta, no se puede
asumir que existe un conjunto estandarizado de instrumentación y equipo de control para las plantas de biogás. Los instrumentos utilizados tienen que adaptarse a
las condiciones específicas en cada caso.
Las siguientes secciones examinan primero las variables medidas que se pueden utilizar para observar
el proceso biológico.
Las descripciones se relacionan a plantas de fermentación húmedas. En cada caso se señala cualquier
característica especial diferente aplicable a los digestores (secos) del tipo de funcionamiento por lotes.
90
5
5.1 Parámetros para monitorizar el
proceso biológico
La monitorización y control del proceso biológico plantean un desafío. El objetivo del proceso de digestión
anaeróbica en el sector agrícola es usualmente el logro
de una tasa constante de producción de metano. El método más comúnmente utilizado implica un reactor de
tanque de agitación continua (o semi-continua) (CSTR).
En este caso, se logra la producción constante del metano cuando se establece una operación de tipo permanente. En el estado permanente, no cambian las variables del proceso y se logra las tasas máximas de
conversión específicas al proceso [5-26].
dS
V ------ = Q in ⋅ S o – Q out ⋅ S + V ⋅ r s = 0
dt
Ecuación 5.1: Operación de tipo permanente (Q: tasa de
flujo volumétrico (l · d-1) (insumo, producto), V: volumen de
reacción (l), rs: tasa de reacción g · (d · l)-1, So: flujo
ingresante de sustrato de concentración (g · l-1), S: flujo
saliente de sustrato de concentración (g · l-1))
Las variables como la tasa de carga orgánica, el
tiempo de retención, el grado que se puede lograr de
degradación y la tasa de producción de gas están, por
lo tanto, determinadas por la magnitud de la planta y
el sustrato elegido. El operador de la planta debe asegurar que estas variables se mantengan tan constantes
como sea posible. Sin embargo, el estado permanente
es casi imposible de lograr en la práctica porque ocurren inevitablemente perturbaciones del proceso (por
ejemplo,cambios en las propiedades del sustrato, averías tales como la falla de las bombas, o la introducción de desinfectantes, etc.). Debe detectarse y corregirse las causas de estas perturbaciones que causan
desviaciones del estado deseado.
Operación de las plantas de biogás
Dichas desviaciones del estado permanente pueden detectarse directamente por medio de un balance
de flujo del material. Sin embargo, en la práctica es difícil medir la composición del material del insumo y
del producto de manera precisa y, en muchos casos,
incluso es difícil medir la cantidad del sustrato que se
carga realmente y la cantidad de gas que se produce,
de manera que es imposible lograr un balance de
masa cerrado y preciso a un costo razonable. Por esta
razón, en muchas plantas se utiliza soluciones parciales adaptadas a las circunstancias específicas. Pero no
siempre son suficientes para poder manejar un proceso estable.
A continuación se describe las variables medidas
disponibles para la evaluación del proceso biológico y
utilizadas más comúnmente en la práctica.
de ingreso especificadas por el fabricante se coloquen
de manera que produzcan flujos laminares. Los instrumentos de medición con partes móviles en la corriente
biogás son susceptibles a fallas debido a las impurezas
que acarrea la corriente de biogás. Los instrumentos basados en los principios de medición térmica y de fluidistor se utilizan en el sector del biogás, así como los
flujómetros de vórtice.
5.1.2
Composición del gas
Se puede utilizar la composición del biogás para evaluar una variedad de circunstancias. Los componentes
individuales y su significado para el proceso se explican brevemente a continuación.
5.1.2.1 Metano
5.1.1
Tasa de producción de biogás
El biogás que se genera es una variable medida crucial
como producto metabólico y variable objetivo. La tasa
de producción de biogás es la cantidad de gas producida por unidad de tiempo (por ejemplo, d-1) y con un
volumen de alimentación conocido. Asimismo, la
composición del sustrato sirve como base para calcular la producción específica de biogás (específica al
sustrato y específica por volumen). Es esencial medir
la tasa de producción de biogás para equilibrar los
procesos metabólicos y evaluar la eficiencia de las poblaciones metanogénicas.
Cuando se está instalando equipos para detectar
flujos gaseosos, se debe prestar atención a la posición de los sensores. Si se necesita observar los estados del proceso de los digestores individuales, también debe registrarse por separado sus tasas de
producción de gas. Si los digestores tienen techos de
membrana, para calcular la tasa de producción de
gas es necesario tener en cuenta el volumen de almacenamiento, lo cual puede hacerse registrando el nivel de llenado (por ejemplo, por transductor de extensión de cable), la presión interna y la temperatura
en el espacio del gas. Los sensores en el espacio del
gas deben satisfacer los requisitos de protección
contra explosiones y deberían ser resistentes a la corrosión y a los altos niveles de humedad. Como los
techos de las membranas también sirven al propósito de almacenar biogás, la medición de la tasa de
producción de gas y el volumen de almacenamiento
disponible es también particularmente importante
para controlar la producción de unidades de CHP.
Con respecto a la medición de los flujos de gas en
las tuberías, se debe tener cuidado de que las secciones
La proporción de metano en el biogás sirve para evaluar el estado de la biocenosis metanogénica. La tasa
de producción de metano puede calcularse en conexión con la tasa de producción de biogás: si la tasa
de producción de metano cae significativamente a pesar de una tasa constante de alimentación, se puede
asumir que se ha inhibido las arqueas metanogénicas.
Se debe contar con puntos de medición en los digestores individuales para evaluar la productividad de metano. En la tecnología de biogás, se mide las concentraciones de metano con sensores infrarrojos o
sensores de conductividad térmica.
Para la operación de unidades combinadas de calor y energía es importante que el contenido de metano en el gas no caiga por debajo de 40-45%, porque
entonces los motores ya no pueden utilizar el biogás.
5.1.2.2 Dióxido de carbono
Se forma dióxido de carbono durante la fase de hidrólisis / acidogénesis y en el curso de la formación
de metano. Se disuelve en agua, formando así un importante tampón de carbonato de hidrógeno. Si la
proporción de dióxido de carbono / metano en el biogás cae sin que se haya cambiado la composición del
sustrato, se puede apreciar una tasa más alta de formación de ácido en comparación con la formación de
metano. El equilibrio de los flujos de masa en el proceso de degradación se interrumpe entonces. Esto
puede ser causado por la variación de cantidades de
insumo o la inhibición de la población metanogénica.
El dióxido de carbono, al igual que el metano, se
mide con sensores infrarrojos o sensores de conductividad térmica.
91
5.1.2.3 Oxígeno
El oxígeno debería ser detectable en el biogás si se
añade para propósitos de desulfuración biológica. En
ese caso, se puede medir el oxígeno para ajustar el
contenido de oxígeno requerido para la desulfuración.
Se puede medir el oxígeno con sensores electroquímicos y sensores paramagnéticos.
5.1.2.4 Sulfuro de hidrógeno
Los fabricantes de unidades combinadas de calor y
energía especifican límites para la concentración de
sulfuro de hidrógeno porque los productos de la oxidación tienen propiedades altamente corrosivas. El
propósito principal de la medición es, por lo tanto,
proteger la unidad de CHP.
Las altas concentraciones de sulfuro de hidrógeno
no afectan las arqueas metanogénicas hasta que las
concentraciones alcanzan el rango porcentual
(20,000 ppm aproximadamente), lo cual ocurre rara
vez en las plantas de biogás agrícola. El sulfuro de hidrógeno se mide con sensores electroquímicos.
5.1.2.5 Hidrógeno
El hidrógeno es un producto intermedio importante
en el proceso de formación del metano. Se libera principalmente durante la acidogénesis y la acetogénesis,
antes de que se convierta en metano. Ha habido varios intentos de utilizar la concentración de hidrógeno
en el biogás para detectar perturbaciones del proceso.
En este sentido, teóricamente es particularmente importante que la formación de ácido acético a partir de
ácidos grasos de cadena larga y la utilización de hidrógeno para formar metano puedan ocurrir simultáneamente sólo en un estrecho rango de concentración.
La conveniencia de este parámetro está en discusión,
ya que no siempre es posible establecer una correlación inequívoca entre la concentración de hidrógeno
en el biogás y la perturbación del proceso. La concentración del hidrógeno en el biogás puede medirse fácilmente con ayuda de sensores electroquímicos.
Hasta la fecha se ha hecho poco para investigar la conveniencia de usar la presión parcial de hidrógeno en el
sustrato de fermentación como parámetro de control.
La mayor parte de fabricantes de equipo de análisis de gas en el sector del biogás ofrecer dispositivos
modulares que permiten al usuario escoger el tipo de
sensores y el número de puntos de medición. Debe recordarse que los sensores electroquímicos se desgastan y arrojan mayores desviaciones que los sensores
92
infrarrojos, por ejemplo. Se debe calibrar los sensores
de manera regular.
5.1.3
Temperatura
En general, la tasa de reacción se incrementa con una
mayor temperatura. Sin embargo, los procesos biológicos tienen temperaturas óptimas porque sus estructuras orgánicas (por ejemplo, proteínas) pueden hacerse inestables a medida que se elevan las
temperaturas y pueden perder su funcionalidad.
Cuando se utiliza procesos anaeróbicos en aplicaciones técnicas, esencialmente se dividen en dos rangos
de temperatura:
- rango mesofílico, aproximadamente 37 a 43 °C
- rango termofílico, aproximadamente 50 a 60 °C
Como se produce muy poco calor en la fermentación
anaeróbica (excepto en algunas plantas alimentadas
con cultivos energéticos), se debe calentar el sustrato
para alcanzar temperatura de fermentación. Es importante mantener la temperatura constante. En particular, el proceso termofílico es sensible a las fluctuaciones de temperatura.
En algunos casos, las plantas que utilizan ensilaje
de maíz experimentan elevaciones de temperaturas
que pueden hacer necesario el enfriamiento.
Los sensores utilizados para medir la temperatura
deben instalarse a varias alturas de tal manera que se
pueda detectar estratificación y mezclado inadecuados. También se debe prestar atención a que los sensores no se instalen en zonas muertas o demasiado cerca
del equipo de estabilización de temperatura. Los sensores de resistencia (por ejemplo PT 1000 o PT 100) o
las termocuplas son convenientes para medir la temperatura.
5.1.4
Volumen del insumo y niveles de llenado
Para asegurar el balance de los procesos de degradación, es absolutamente esencial medir con precisión la
cantidad de sustrato añadido. Además de los sustratos líquidos, en algunos casos se alimentan sólidos
también a los digestores por lo que se usan distintos
sistemas de medición.
La mejor manera de medir sólidos es pesarlos. Esto
se hace utilizando balanzas de cargadores de rueda o
equipo de pesado en los sistemas de carga. Estos últimos son más exactos y más fáciles de integrar en sistemas automatizados de control de procesos. El equipo
de pesado usa sensores de presión que requieren contenedores 'flotantes'. Por lo tanto, debe evitarse que
haya suciedad cerca de estos sensores así como el llenado excesivo de los recipientes de depósito durante
el proceso de carga.
Para los sustratos líquidos, se debe instalar dispositivos de medición de flujo en los tubos, o si la planta
tiene pre-pozos, se puede medir el volumen del ingreso de alimento con medidores del nivel de llenado.
Los niveles de llenado (también en los digestores)
pueden determinarse utilizando sensores de presión
(presión hidrostática en el digestor) o midiendo la distancia a la superficie por ultrasonido o por radar. Respecto de la elección de sensores, se debe prestar atención a la resistencia a la corrosión y a la resistencia a la
suciedad, especialmente debido a que el mantenimiento in situ es costoso y difícil. Otra consideración
cuando se elige y coloca los sensores es que no se debe
permitir que los estados operativos específicos como
la acumulación de sedimento (por ejemplo, arena) en
el fondo del digestor, la formación de espuma, los depósitos de azufre en el espacio del gas, entre otros,
afecte las mediciones. También se debe asegurar la
protección contra explosiones.
Los dispositivos que han mostrado ser mejores
para la medición del flujo son aquellos que funcionan sin partes móviles en el medio de medición. Los
tipos más comunes son los sensores inductivos y capacitivos, aunque en ciertos casos también se utilizan sensores de conductividad térmica y de ultrasonido. Dependiendo de la metodología, se debe
prever una corrida de ingreso adecuada a los sensores para producir flujo laminar en el tubo. La medición del flujo tiene la ventaja de que se puede monitorizar varias líneas de alimentación con un
dispositivo de medición. Si existe más de una línea
de alimentación se puede identificarlas a través de
una tubería gracias a una configuración favorable de
las válvulas.
5.1.5
Caracterización del sustrato
Así como la cantidad de sustrato, también es necesario conocer la concentración y composición del sustrato para obtener un equilibrio de masa.
Los parámetros de la suma, como el contenido de
sólidos totales (TS) (= contenido de materia seca,
DM) y contenido de sólidos volátiles (VS) se utilizan
para determinar la concentración. Para los sustratos
líquidos, también es posible utilizar la demanda química de oxígeno (COD). También ocasionalmente se
utiliza el carbono orgánico total (TOC). Sólo los dos
primeros parámetros mencionados son relevantes en
la práctica.
El primer paso para determinar la fracción biodegradable del sustrato es establecer el contenido de
agua o el contenido de sólidos totales. Para hacer
esto se seca una muestra a peso constante a 105 °C en
laboratorio. Hay nuevos sensores de microondas y
cuasi-infrarrojos que determinan el contenido en línea con el proceso.
Un criterio para evaluar la degradabilidad consiste
en determinar la proporción de constituyentes orgánicos de la materia seca. El contenido de sólidos volátiles es un parámetro de suma obtenido quemando la
muestra secada a 550 °C. La pérdida de masa resultante, a la que se conoce como pérdida en ignición, corresponde a la cantidad de materia orgánica seca. Este
valor es un parámetro agregado pero no dice nada
respecto de la degradabilidad de la sustancia que se
está probando ni de la cantidad de biogás que se espera producir. La literatura presenta valores guía que
pueden utilizarse para estimar el volumen esperado
de producción de gas si se conocen el sustrato y el
contenido de sólidos volátiles. El secado de la muestra
elimina las sustancias volátiles (por ejemplo, ácidos
volátiles-vapor), de tal modo que estas sustancias no
aparecen en el resultado analítico. Especialmente
cuando se acidifican los sustratos (como en el caso de
los ensilajes, por ejemplo), se pueden producir errores
considerables al estimar el potencial de gas. Por lo
tanto, Weissbach desarrolló un método de corrección
que toma en cuenta las sustancias volátiles. Sin embargo, este método es significativamente más complejo [5-18].
El residuo que queda luego de quemar la muestra
se conoce como el residuo en ignición. Esto representa
la proporción de constituyentes inertes en el sustrato.
Si los sustratos contienen grandes cantidades de
arena, el residuo en ignición puede utilizarse para estimar el contenido de arena, y en combinación con el
tamizado, se puede estimar también la distribución
granulométrica de la arena [5-19]. El contenido de
arena es importante debido a sus propiedades abrasivas y a que en el caso de algunos sustratos se sedimenta en el digestor (por ejemplo, bosta de aves).
Se puede obtener una caracterización más precisa
del sustrato clasificando los constituyentes del sustrato de acuerdo con Weende (fibra cruda, proteína
cruda, lípidos crudos y extracto libre de nitrógeno),
que, en combinación con cocientes de digestibilidad,
permite determinar la conveniencia de las sustancias
orgánicas para su utilización como alimento animal
(ver también 2.3.4.1), o de acuerdo con van Soest
(hemicelulosa, celulosa y lignina). Estos constituyentes determinan la naturaleza de los productos inter93
medios formados. Si hay cambios súbitos en el sustrato, pueden surgir acumulaciones repentinas de
productos intermedios que no se pueden degradar
porque la población correspondiente de bacterias no
está presente o no presenta tasas de crecimiento suficientemente altas. El análisis de los alimentos de animales puede usarse también para determinar más
exactamente el rendimiento esperado de gas que basándose en el contenido de sólidos volátiles. Este método de análisis entonces también es mejor para evaluar la calidad de los sustratos.
Es esencial determinar la concentración del sustrato para un balanceo confiable de la masa. También
puede utilizarse una determinación complementaria
de la composición del sustrato para evaluar la calidad
del sustrato.
5.1.6
Determinación de la concentración de
ácidos orgánicos
Los ácidos orgánicos son un producto intermedio en
la formación de biogás. Los ácidos se disocian en solución acuosa dependiendo del valor de pH. Se puede
calcular los constituyentes de la manera siguiente:
pK – pH
10 S
f = -------------------------------pK – pH
1 + 10 S
Ecuación 5.2: Cálculo del valor de disociación de acuerdo
con [5-20] (f: factor de disociación, pKS: logaritmo común
negativo de la constante de acidez, pH: valor de pH)
En el estado estable, las tasas de formación y transformación de ácido son idénticas de tal manera que
la concentración en el digestor es constante. Si hay
una tasa de formación de ácido más alta y/o se inhibe
la degradación, los ácidos se acumulan y la concentración se eleva. El crecimiento bacteriano depende
de la concentración de sustrato, tal como se indica en
los principios descritos por Monod, de manera que
un incremento de ácidos resulta en una tasa más alta
de crecimiento y, dentro de ciertos límites, el proceso
se estabiliza por sí mismo. Sin embargo, si la tasa a la
que se forman los ácidos excede la capacidad de los
microorganismos que degradan ácidos por un periodo sostenido, la concentración sigue elevándose.
Si no ocurre una intervención, los ácidos se acumulan hasta el punto en el que la capacidad de taponamiento del sustrato de fermentación se consume y
cae el valor de pH. La degradación del ácido se inhibe cuando la concentración de la proporción no di94
Tabla 5.1: Valores límite para una concentración de ácidos
permisible máxima
Autor
Valor límite
Concentración
Equivalentes al ácido
acético (mg · l-1)
Método, comentarios
[5-20]
200
ácido no disociado
Reactor de tanque con agitación operado en condiciones termofílicas con reactor
de hidrólisis corriente
arriba
[5-20]
300
(biocenosis adaptada) ácido no disociado
Reactor de tanque con agitación operado en condiciones termofílicas con reactor
de hidrólisis corriente
arriba
[5-21]
30-60
ácido no disociado
Reactor de tanque con agitación continua (CTR) operado en condiciones
mesofílicas
[5-2]
80 (incremento de la No hay datos
inhibición superior
a 20)
ácido no disociado
[5-22]
100-300
ácido total
Fermentación de lodo
líquido de desagüe, estado
normal del proceso
[5-22]
1.000-1.500
ácido total
líquido de desagüe, normal
durante fase de arranque
[5-22]
1.500-2.000
ácido total
liquido de desagüe, riesgo
de fallas del proceso, descontinuar la carga o añadir
álcali
[5-22]
4.000
ácido total
líquido de desagüe, poca
posibilidad de recuperación en el corto plazo
[5-23]
< 1.000
ácido total
Fermentación estable
sociada (indisociada) de los ácidos alcanza un nivel
elevado, y este efecto se refuerza como las caídas en
el valor de pH.
Es difícil especificar un valor límite para una concentración máxima de ácidos permisibles en el estado
estable porque la concentración que se establece depende de factores como el tiempo de residencia, el
sustrato utilizado y la presencia de sustancias inhibitorias.
La Tabla 5.1 presenta a manera de guía varias cifras
que aparecen en la literatura.
En cuanto a la evaluación del proceso, es imperativo que la concentración del ácido permanezca cons-
tante. Si se eleva la concentración del ácido, es esencial
tener precaución. Se necesita modelos de procesos
para evaluar los procesos en condiciones dinámicas,
es decir con concentraciones de ácido cambiantes.
Así como el parámetro agregado de los ácidos, las
concentraciones de ácidos individuales pueden darnos información adicional. Si el espectro revela que
los ácidos de cadena más larga se están incrementando más rápido que el ácido acético, la transformación de estos ácidos en ácido acético se están inhibiendo. La transformación de ácidos de cadena más
larga en ácido acético es un proceso endógeno que
ocurre solamente cuando las concentraciones de hidrógeno son bajas y, lo que es más, la tasa de crecimiento de estos microorganismos es baja. Debido a estas circunstancias desfavorables, este sub-proceso
puede convertirse en un cuello de botella en el proceso. De manera similar, las concentraciones más altas de ácido propiónico se degradan sólo lentamente.
En algunas publicaciones se hace referencia a la
proporción de ácido acético y de ácido propiónico
como un parámetro para la evaluación del proceso,
pero hasta la fecha no ha sido posible establecer un
patrón aplicable en general.
Existen varios métodos para determinar la concentración de ácidos orgánicos (actualmente para estos
análisis es necesario tomar una muestra para el análisis de laboratorio).
- como parámetro agregado (es decir destino de vapor de acuerdo con DIN 38414-19)
- como espectro (por ejemplo cromatografía de gas) o
- calculado sobre la base de parámetros determinados empíricamente a partir del resultado de la titulación (VOA - ácidos orgánicos volátiles)
La determinación del parámetro agregado de acuerdo
con DIN 38414-19 se ha vuelto poco frecuente debido
al uso cada vez mayor de VOA. Este método es más
complejo que la determinación del valor de VOA debido a la necesidad de destilar vapor- ácidos volátiles,
pero también es más preciso.
La determinación del espectro de ácidos por cromatografía de gas (la cromatografía de líquidos es
otra posibilidad) requiere una tecnología de medición
compleja y experiencia con el sustrato. La suma de los
ácidos no es el único resultado. También es posible determinar las concentraciones de fracciones individuales de los ácidos grasos más bajos. Éste es el método
más exacto de los mencionados.
En años recientes, el valor VOA se ha establecido
como parámetro fácil de determinar [5-24]. El valor
VOA se utiliza sobre todo en combinación con el valor
TAC (VOA/TAC).
El VOA/TAC se determina por titulación. El origen
de la abreviación TAC no es completamente claro. La
literatura proporciona varias designaciones y ninguna
de ellas es verdaderamente exacta o correcta respecto
del término. El valor TAC representa el 'consumo' A
de ácido sulfúrico de 0,1 N durante la titulación de
una muestra a pH 5. La cantidad de ácido consumida
se convierte en la concentración de carbonato correspondiente (mg CaCO3/l). Luego, si se continua la titulación a pH 4,4, la concentración de ácidos orgánicos
puede deducirse del 'consumo de ácido B'. Las fórmulas utilizadas para calcular la concentración de ácidos
son de naturaleza empírica:
Cantidad de la muestra: 20 ml (centrifugada)
TAC: consumo A x 250 [mg/l CaCO3]
VOA: ((consumo B x 1.66) - 0.15) x 500 [mg/l HAc]
La proporción de VOA/TAC se usa a menudo para la
evaluación del proceso. Sin embargo, hay que recordar
que las fórmulas son empíricas por lo que los resultados analíticos de diferentes procesos no son comparables. La experiencia muestra que el valor VOA/TAC no
debería exceder 0,8. Aunque hay excepciones , como en
el caso de los ácidos se puede detectar problemas observando cambios en el valor. El método de cálculo utilizado tiene que tomarse en cuenta cuando se evalúa
los resultados.
5.1.7
Valor de pH
Los procesos biológicos dependen mucho del valor de
pH. El rango de pH óptimo para generar metano cae
dentro de un rango estrecho entre aproximadamente
7 y 7,5, aunque el gas también puede formarse por encima y por debajo de este rango. En las configuraciones de etapa única, como regla general, se establece
automáticamente un valor de pH en el rango óptimo
porque los grupos de bacterias forman un sistema
auto-regulado. En un proceso de dos etapas, el valor
de pH es considerablemente más bajo en la etapa de la
hidrólisis, normalmente entre 5 y 6,5, ya que es allí
donde las bacterias acidogénicas alcanzan su nivel óptimo. En la etapa metanogénica el valor de pH se eleva
nuevamente al rango neutral gracias a la capacidad de
tampón del medio y a las actividades de degradación.
El valor de pH controla los equilibrios de disociación de importantes productos metabólicos como el
amoníaco, los ácidos orgánicos y el sulfuro de hidrógeno. La capacidad de tampón del medio (principalmente carbonato de hidrógeno y amoníaco) garantiza
un valor estable del pH. Si ocurren en efecto cambios
95
importantes y los valores del pH salen de su rango óptimo, esto es usualmente un signo de perturbaciones
serias y se debe actuar inmediatamente.
5.1.8
Concentraciones de oligoelementos
Los oligoelementos son sustancias minerales que ocurren en concentraciones muy bajas. Las plantas que se
manejan exclusivamente a partir de cultivos energéticos (y aquellas que usan agua de lavado residual/vinaza) son susceptibles a las perturbaciones en el proceso, las que se pueden corregir añadiendo
oligoelementos. Una producción de gas decreciente
junto con acidez creciente son indicadores de estas
perturbaciones. Estos fenómenos no se observan en
plantas operadas en base a lodo líquido. Hasta ahora
no se ha probado que sea posible identificar los mecanismos precisos y las sustancias que realmente causan
el efecto limitante, pero las concentraciones de oligoelementos en los cultivos energéticos están significativamente por debajo de aquellos que se han detectado
en varios tipos de bosta [5-26].
Un número de proveedores ofrece mezclas apropiadamente adaptadas de oligoelementos para la optimización del proceso. Existen indicaciones de que la
adición de iones de hierro en la forma de cloruro de
hierro o hidróxido de hierro, utilizados a menudo
para la desulfuración, pueden tener un efecto estabilizante. Esto se debe a que el sulfuro forma sulfuros
metálicos que se disuelven mal, restringiendo así la
disponibilidad de los oligoelementos. Si el sulfuro se
enlaza sobre todo al hierro, se eleva la disponibilidad
de otros metales. La tabla a continuación muestra valores guía para los distintos elementos.
Tabla 5.2: Valores guía para oligoelementos
Valores guía [5-28]
mg/kgTS
Valores guía [5-27]
Concentración [mg/l]
Cobalto
0,4-10 (óptimo 1,8)
0,06
Molibdeno
0,05-16 (óptimo 4)
0,05
Níquel
4-30 (óptimo 16)
0,006
Selenio
0,05-4 (óptimo 0,5)
0,008
Tungsteno
0,1-30 (óptimo 0,6)
Zinc
30-400 (óptimo 200)
Elemento
Manganeso
100-1500 (óptimo 300)
Cobre
10-80 (óptimo 40)
Hierro
750-5000 (óptimo 2400)
96
Se ha solicitado una patente de un método que indica valores guía y describe la adición de oligoelementos [5-28].
Cuando se añade oligoelementos, debe recordarse
que estos son metales pesados, que pueden tener un
efecto inhibitorio en concentraciones elevadas y que
están clasificados como contaminantes. Cualquiera
que fuera el caso, se debe añadir los elementos de
acuerdo con el principio de añadir la cantidad que sea
necesaria pero siempre el mínimo posible.
5.1.9
Nitrógeno, amonio, amoníaco
Las sustancias orgánicas que contienen nitrógeno se
subdividen. El nitrógeno se convierte en amoníaco
(NH3). El amoníaco se disocia en el agua, formando
amonio.
El nitrógeno es necesario para construir la estructura de las células y es, por lo tanto, un nutriente vital.
Por otro lado, se ha demostrado que las altas concentraciones de amoníaco/amonio en el sustrato tienen un efecto inhibitorio sobre la metanogénesis. Todavía no hay una opinión única sobre los mecanismos
precisos que causan esta inhibición pero es obvio que
las bacterias pueden adaptarse a concentraciones más
altas. Esto hace que sea difícil dar indicaciones claras
de valores límite, ya que la reacción a concentraciones
elevadas de amoníaco/amonio depende del proceso
específico.
Hay muchos elementos que sugieren que el efecto
inhibitorio proviene de la fracción disociada, en otras
palabras del amoníaco, y que surge una dependencia
entre el efecto inhibitorio y la concentración, la temperatura y el valor de pH. La consecuencia, confirmada
en la práctica, es que las plantas termofílicas responden más sensiblemente a las altas concentraciones de
amoníaco que las plantas mesofílicas. La ecuación a
continuación muestra la correlación.
·
Ecuación 5.3: Cálculo de la concentración de amoníaco de
acuerdo con [5-30] (cNH 3 concentración de amoníaco
(g · l-1), cNH 4 concentración de amonio (g · l-1), T temperatura (°C))
0,005-50
1-10 [5-29]
La Figura 5.1 ilustra el equilibrio de la disociación
y la inhibición tal como se explica en [5-2]. Aunque indudablemente sería incorrecto transferir los valores
absolutos para la inhibición a todos los procesos (ver a
Figura 5.1: Inhibición de la metanogénesis a partir del ácido acético por NH3 (según [5-2])
continuación), el principio general de la progresión
del efecto inhibitorio es transferible.
La Tabla 5.3 presenta varias publicaciones que se
refieren al tema de la inhibición de amoníaco/amonio.
Es evidente que las cifras varían ampliamente, lo que
subraya el hecho de que no se puede hacer afirmaciones universalmente aplicables sobre la inhibición del
amoníaco/amonio.
Tabla 5.3: Referencias en la literatura a las concentraciones
inhibitorias de amoníaco
Autor
Concentración
[5-33] > 3000 mg ·
[5-32] > 150 mg ·
l-1NH
l-1
Comentarios
4
Efecto inhibitorio
NH3
Efecto inhibitorio
kg-1
NH3
[5-31] 500 mg ·
1200 mg · l-1 NH3
Operación estable,
concentraciones elevadas de ácido
[5-30] < 200 mg · l-1 NH3
Operación estable
[5-21]
106 mg · l-1 NH3
155 mg · l-1 NH3
207 mg · l-1 NH3
257 mg · l-1 NH3
[5-34] > 700 mg · l-1 NH3
Grado
de
degradación
%
71
62
61
56
Operación estable en
todos los casos, pero
poca degradación y
concentración elevada de ácidos
Efecto inhibitorio
En relación con las elevadas concentraciones de
amonio, [5-21] reporta elevadas concentraciones de ácidos al mismo tiempo, esta correlación también puede
observarse en la práctica. Las concentraciones más elevadas de ácidos indican una tasa de crecimiento cercana al máximo para las poblaciones que consumen
ácidos. A pesar de estas condiciones desfavorables es
posible una operación estable, aunque se requiere mayor precaución en caso de fluctuaciones de la carga
porque el proceso ya no es capaz de amortiguarlas por
una actividad metabólica creciente. En ciertas circunstancias, la producción de gas puede entonces permanecer constante por un tiempo, pero se producirá enriquecimiento de ácido en el sustrato de fermentación.
Las altas concentraciones de amoníaco actúan como un
tampón, de tal manera que las concentraciones más altas de ácidos orgánicos no ocasionan necesariamente a
cambios en el valor de pH.
Si se les da un largo periodo de ajuste (hasta un
año), los microorganismos pueden adaptarse a las altas concentraciones de amoníaco. Los estudios con
reactores de fondo fijo han mostrado que son capaces
de adaptarse mejor a las concentraciones más altas
que en los reactores con tanque con agitador. De esto
se puede concluir que la edad de las bacterias es un
factor en la adaptación. Por lo tanto, se sigue que los
tiempos de residencia prolongados en reactores de
tanque con agitador serían una estrategia para dominar el efecto inhibitorio.
97
Hasta la fecha no se sabe con claridad dónde están
los límites respecto de la concentración del amoníaco,
la tasa de carga orgánica y el tiempo de residencia. El
ajuste toma tiempo y se asocia con el desempeño fluctuante de la degradación. Por tanto, el proceso de
ajuste está también asociado con el riesgo económico.
Se puede medir el amoníaco/amonio con sondas selectivas de iones o por medio de pruebas de cubeta, o
convencionalmente por destilación y valoración
(DIN 38406, E5). El uso de sondas en el campo no está
generalizado. Es más común el análisis de las muestras
en laboratorio. Como la concentración limitante es específica al proceso, la concentración de amoníaco por
sí sola da poca información sobre el estado del conjunto del proceso. La determinación del contenido de
amonio siempre debería acompañarse por la determinación del valor de pH de tal manera que se pueda
medir el contenido de amoníaco. Las eventuales perturbaciones pueden ayudar a identificar la causa.
en combinación con alta concentración de amonio). Es
posible que la causa sea el enriquecimiento de productos intermedios activos en la superficie o de grupos de bacterias en el proceso, combinados con una
vigorosa formación de gas.
La espuma puede ser un problema serio si las tuberías de gas se bloquean y la presión en el digestor
fuerza la espuma hacia afuera de los dispositivos de
alivio de la presión, por ejemplo. Los agentes de dispersión de la espuma son útiles como una solución rápida, pero a largo plazo se tiene que identificar la
causa y eliminarla.
En términos de tecnología de medición, se puede
detectar la formación de espuma por una combinación de varios dispositivos que miden el nivel de llenado. Un sensor de presión no responderá a la espuma, por ejemplo, mientras que los sensores de
ultrasonido detectan la espuma como un cambio en la
superficie. La diferencia entre los dos sistemas señala
la profundidad de la espuma.
5.1.10 Capas de lodo líquido flotante
5.1.12 Evaluación del proceso
La formación de capas de lodo líquido flotante o de
escoria puede crear un problema en plantas con sustrato fibroso. Las capas de lodo líquido se forman
cuando el material fibroso flota hacia la superficie y
forma una capa de tapiz de estructura sólida. Si no se
rompe la capa con agitadores apropiados, puede alcanzar un grosor de varios metros, en cuyo caso tiene
que eliminarse manualmente.
Dicho esto, una cierta estabilidad en la estructura
de la superficie es indudablemente deseable en plantas que se desulfuran a través de la adición de aire en
el espacio del gas. En este caso, la superficie sirve
como un área de colonización para las bacterias de
desulfuración.
El tratamiento de la capa de lodo líquido flotante
se convierte entonces en un problema de optimización
que el operador de la planta generalmente resuelve
manteniendo la capa en observación a través de la
ventana de inspección. Hasta el momento no hay una
tecnología de medición que monitorice la formación
de capas de lodo líquido flotante.
5.1.11 Formación de espuma
La formación de espuma es consecuencia de una menor tensión en la superficie originada por sustancias
activas en la superficie. La causa precisa en la formación de espuma en el proceso de formación de biogás
no se conoce. Ocurre en condiciones sub-óptimas (por
ejemplo, ensilaje podrido, o fenómenos de sobrecarga
98
Se lleva a cabo la evaluación del proceso analizando e
interpretando valores medidos. Como ya se ha dicho,
el equilibrio de los flujos de masa es el método más
confiable para describir el proceso. En la práctica, sin
embargo, esto no es viable debido al costo y complejidad involucrados. Además, surgen varias particularidades en la práctica en relación con el registro de valores medidos, de tal manera que las diferencias entre el
análisis de laboratorio y los sensores instalados en línea en el proceso se examinan brevemente a continuación. Todos los análisis de laboratorio requieren muestreo significativo luego de los cual se lleva las
muestras a un laboratorio. Los análisis de este tipo
consumen tiempo y son costos y hay que esperar los
resultados. Los sensores que toman medidas directamente del proceso, por otro lado, dan mayor densidad
de mediciones y los valores medidos están disponibles inmediatamente. El costo por valor medido es
significativamente más bajo y los datos se pueden integrar fácilmente a la automatización del proceso.
Desafortunadamente, en este momento los valores
medidos requeridos para el balance de masa no pueden medirse con sensores en línea, de manera que son
indispensables los análisis suplementarios de laboratorio. La tabla a continuación resume las variables necesarias y su disponibilidad.
La monitorización constante de todas las variables
listadas aquí es demasiado costosa y en muchas plantas
es innecesaria. Tiene que encontrarse soluciones parcia-
Tabla 5.4: Variables medidas y su disponibilidad
Variables medidas
para el balance de masas
5.2 Monitorización y automatización
de la planta
Disponibles en línea
Composición del
insumo
Determinación de TS durante el
desarrollo; todos los demás
parámetros por análisis de laboratorio
Productos intermedios
(ácidos orgánicos)
Análisis de laboratorio necesario
Cantidad de producto
Composición del
residuo de la fermentación
Determinación de TS durante el
desarrollo; todos los demás
parámetros por análisis de laboratorio
Cantidad de gas
generado
Composición del
biogás
les para satisfacer los requisitos de cada planta específica. Los criterios para el control y la tecnología de medición requerida son:
- desviación permisible del proceso
- grado deseado de automatización
- propiedades del proceso
La detección temprana de los estados críticos del proceso (acumulación de ácidos, con inhibición posterior
y producción reducida de gas) es un requisito mínimo
para cada sistema de monitorización del proceso de
modo que se pueda evitar graves caídas del desempeño. Además, una monitorización suficientemente
exacta permitiría un control en bucle cerrado de la
producción de gas: se debe asegurar la utilización de
la capacidad de la unidad de CHP.
El grado de automatización requerido depende indudablemente del tamaño de la planta: cuanto más
grande sea la planta, menos claros se hacen los distintos sub-procesos y la automatización se hace esencial.
A medida que se incrementa el nivel de automatización, se logra un cierto grado de independencia del
personal experto. Se puede implementar la monitorización remota y reducir así el error humano.
Con respecto a las propiedades del proceso, debe
establecerse que el riesgo de sobrecargar el proceso es
mayor en plantas que operan con una alta tasa de
carga orgánica y/o tiempos de residencia cortos, que
tienen altas concentraciones de sustancias inhibitorias
o que usan mezclas cambiantes de sustrato. Esto debe
ser contrarrestado por medio de una inversión apropiada en monitorización del proceso.
La Sección 5.3 proporciona un estimado del gasto
requerido para la monitorización del proceso.
Se dispone de varias opciones para monitorizar, supervisar y controlar los procesos y las plantas. La
gama de aplicaciones comúnmente utilizadas en la
práctica se extiende desde los registros operativos
hasta la adquisición de datos y sistemas de control
completamente automatizados (Figura 5.2). Cuando
hay que decidir qué grado de automatización debe
plantearse, es necesario considerar el nivel de disponibilidad del sistema de control del proceso que uno desea lograr, en qué medida podría operar la planta independientemente del personal experto y cuáles
propiedades del proceso exigen automatización.
Las opciones del control del proceso se incrementan mientras mayor es la automatización y la disponibilidad de la planta. En los sistemas altamente automatizados, el registro de datos y la operación
permanente se aseguran, por lo tanto, en fines de semana y feriados públicos. Los niveles más altos de
automatización también hacen que la operación de la
planta dependa menos de la presencia constante de
personal operativo. Respecto de las propiedades del
proceso, debe decirse que el número de parámetros
del proceso que requieren monitorización también se
eleva a medida que crece el tamaño de las plantas. A
partir de un determinado tamaño, la automatización
del proceso es indispensable. El riesgo de graves perturbaciones se incrementa en plantas con una alta
tasa de carga orgánica y en plantas con una tendencia
hacia la escasez (por ejemplo, de oligoelementos) o
con presencia de sustancias inhibitorias. Bajo estas
circunstancias, el registro de datos y el control de
procesos automatizados ofrecen la oportunidad de
detectar y corregir a tiempo las perturbaciones en el
proceso.
Todavía son comunes las soluciones muy simples
como la de registrar los datos en registros operativos y
el control manual o temporizado de los sub-procesos
en las plantas pequeñas basadas en lodo líquido. Sin
embargo, si los datos no se ingresan luego en forma
electrónica, a menudo se hace imposible asegurar que
se pueda evaluar los datos o documentarlos plenamente. Correspondientemente, la optimización de los
procesos se hace más difícil.
Se dispone de varias soluciones de automatización
dependiendo de los requisitos de la aplicación. El término 'automatización' cubre el control de bucle
abierto, bucle cerrado (retroalimentación) y la visualización. El pre-requisito para la automatización es que
el proceso sea monitorizado, es decir los datos dispo99
nibles del proceso deben registrarse y almacenarse
continuamente.
En la mayoría de los casos, los controladores lógicos programables (PLC) se utilizan en las plantas de
biogás para controlar el proceso. Estos dispositivos se
ocupan de muchas tareas de automatización en el entorno del proceso. Para las plantas de biogás estas tareas incluyen todas las tareas de control que implican
la necesidad de monitorizar asuntos puramente técnicos como los tiempos de funcionamiento de las bombas, los intervalos de carga, los intervalos de agitación, etc. pero también los procesos biológicos.
Además, debe asegurarse que todas las variables medidas necesarias se registren (tales como los cambios
de estado de los motores, el consumo de energía y las
revoluciones por minuto, pero también los parámetros del proceso como los valores de pH, las temperaturas, las tasas de producción de gas, la composición
del gas, etc.) y que se active el cambio correspondiente
de actuadores como válvulas, motores del agitador y
motores de las bombas. Para captar las mediciones de
las variables, los valores registrados en el sensor se
traducen en señales estándares que el PLC puede utilizar.
Los actuadores se conmutan por medio de relés.
Las señales de activación pueden ser controladas simplemente por tiempos o se pueden definir como una
respuesta a variables medidas entrantes. También es
posible combinar estas opciones de activación. En términos de instrumentación y control, en todos los tipos
de PLC se implementa controladores PID (proporcional-integral-derivado) estándares y en algunos casos
simples controladores de lógica difusa. También se
puede implementar manualmente otros algoritmos de
control por programación dedicada.
Un PLC comprende un módulo central (CPU: unidad de procesamiento central) que contiene un micro-controlador como componente medular. Estos
controladores varían en desempeño, dependiendo de
la categoría de PLC. Las diferencias residen en la velocidad de procesamiento y la redundancia de las funciones. El rango se extiende desde los CPU relativamente pequeños, que son más baratos, hasta sistemas
de alta disponibilidad con controladores de alto nivel
y redundancia correspondiente.
Cuando se va a escoger un PLC, la característica de
tiempo real es un factor importante. Al respecto,
tiempo real significa que el sistema de automatización
tiene que responder dentro de un periodo determinado por el proceso. Si este es el caso, el sistema de
automatización tiene capacidad de tiempo real. Como
el proceso del biogás no tiene requisitos de tiempo
100
real particularmente altos, los PLC de precio bajo a
mediano son los preferidos para las plantas de biogás.
Además del CPU, los fabricantes ofrecen un gran
número de módulos para hacer la interfaz con el CPU.
Estos módulos incluyen módulos analógicos y digitales para el ingreso de datos desde los transmisores de
señales y sondas de medición y para la salida hacia los
diversos actuadores e instrumentos de indicación análogos. Para el sector del biogás, puede ser convenientes las conexiones especiales para los instrumentos de
medición controlados vía interfaz RS-232.
Se dispone de diversos controladores de comunicación para la comunicación en bus.
5.2.1
Sistema en bus
En años recientes, las configuraciones distribuidas se
han difundidas en el sector de la automatización, una
tendencia posible gracias a la poderosa tecnología de
comunicaciones. Los sistemas en bus son indispensables para el control de plantas distribuidas hoy en
día. Llevan la comunicación entre usuarios de bus individuales. Los sistemas en bus permiten que todos
los componentes de la planta trabajen en red entre sí.
Como en el caso de los PLC, se dispone de tipos de
bus de diversos diseños. La forma apropiada de comunicación en bus depende del proceso y de sus requisitos de tiempo real y de las especificidades del
ambiente (por ejemplo, posibilidad de explosiones).
PROFIBUS-DP es un estándar establecido utilizado en
muchas plantas. Permite enlazar estaciones a varios
kilómetros de distancia. Muchos dispositivos soportan este estándar de comunicación en bus y las formas
más avanzadas PROFINET y ETHERNET se están haciendo cada vez más comunes.
5.2.2
Planeamiento de la configuración
Otro componente de un PLC es el programa sobre el
cual se basa el sistema de control del procesos. Este
programa se implementa en la fase de planeamiento
de la configuración en un entorno de desarrollo dedicado, el software de planeamiento de la configuración
y se implementa en el PLC. Dependiendo de las necesidades del PLC, este programa de control del proceso
puede contener desde simples tareas de control de bucle abierto hasta complicados mecanismos de control
de retroalimentación. Se puede configurar modos automáticos y manuales para permitir la intervención
manual.
Debe ser posible operar la planta manualmente en
caso surjan estados en la planta que no se previó en el
Figura 5.2: Representación esquemática de monitorización de la planta
programa del sistema de control. Este puede ser el caso
en estados extremos del proceso o en la eventualidad
de averías como desperfectos de las bombas, por ejemplo. Se debe tomar provisiones para el cierre automático de la planta en caso de averías o accidentes importantes. En dichos casos, toda la planta o la parte
afectada de la planta se pone en modo operativo seguro
por activando ciertos sensores o con un botón de parada de emergencia. De manera similar, se tiene que tomar medidas de precaución si el voltaje de suministro
del sistema de control falla. Para resolver esta eventualidad, los fabricantes de controladores ofrecen suministros de energía ininterrumpido (UPS) para mantener el
suministro de energía al controlador. Esto permite al
controlador realizar el cierre controlado de la planta
asegurando así que la planta no entre en estado indefinido.
5.2.3
Aplicaciones/visualización
Para resolver esta eventualidad, los fabricantes de
controladores ofrecen suministros de energía ininterrumpido (UPS) para mantener el suministro de energía al controlador. Se interconectan por medio de un
sistema de bus y en conjunto forman el sistema de automatización. Las visualizaciones se utilizan prácticamente en todas las plantas y constituyen el estado más
avanzado. Es común encontrar paneles disponibles en
101
diversas versiones que se usan para desplegar una pequeña sub-sección de una planta.
Por ejemplo, es concebible utilizar una solución de
panel para la visualización local de la bomba de alimentación del sustrato. En el modo automático, todos
los datos importantes (tales como la velocidad del motor, la temperatura del motor, la tasa de entrega, las fallas, etc.) se muestran localmente. Luego del cambio a
la operación manual, se puede controlar la bomba manualmente. El desarrollo de la tecnología de paneles
es permanente y ya se puede realizar tareas de visualización complejas que incluyen tareas de control utilizando paneles.
La solución de visualización 'clásica' es la visualización basada en PC. Esto va desde el despliegue de
sub-procesos individuales hasta instrumentación sofisticada y centros de control. Un centro de I&C es una
instalación donde toda la información viene a un lugar y el proceso o planta se controla por decisiones
humanas.
Para permitir acceso a los datos de PLC usando
aplicaciones de PC, se ha creado un estándar que rige
la comunicación entre las aplicaciones de Windows y
los PLC. El servidor OPC es una plataforma de comunicación estándar que puede utilizarse para establecer
enlaces de comunicación no propietarios. Permite establecer una red flexible entre diferentes tipos de sistema
de control y otras aplicaciones sin que las estaciones
individuales requieran información precisa sobre las
interfaces de sus asociados y sin que la aplicación requiera información sobre la red de comunicación del
sistema de control. Esto hace que sea posible utilizar
aplicaciones no propietarias como el software de adquisición de datos o una configuración de visualización adaptada especialmente.
5.2.4
Adquisición de datos
Para asegurar una adquisición de datos confiable en
las aplicaciones técnicas de gran escala, es común utilizar bases de datos. Los fabricantes de PLC ofrecen
sus propios sistemas de adquisición de datos, pero
debe darse preferencia a soluciones no propietarias
porque ofrecen opciones de acceso más flexibles.
Los datos que hay que almacenar pueden seleccionarse a partir de multiplicidad de datos recolectados.
Esto permite evaluar la operación de la planta durante
periodos prolongados. También es posible almacenar
eventos como mensajes de falla.
En el contexto de este documento no se necesita
una descripción detallada de la monitorización y control de aspectos puramente técnicos como niveles de
102
llenado, encendido de bombas, etc. La coordinación y
el control de estos procesos son avanzados y normalmente no plantean problemas.
5.2.5
Control del proceso de retroalimentación
El propósito del control del proceso de retroalimentación es asegurar que se logre el objetivo del proceso.
El controlador detecta desviaciones del estado deseado evaluando los datos medidos e toma las medidas necesarias para que la planta regrese al estado deseado.
En contraste con el control de bucles abiertos, en
un sistema de control de retroalimentación, se incorpora la reacción del proceso a la operación de los controles. Los sistemas de control exclusivamente de bucle abierto no convienen para procesos de
degradación anaeróbica porque si hay perturbaciones
imprevistas el mecanismo de control no registra los
cambios en el proceso y, por lo tanto, es incapaz de
iniciar una respuesta apropiada. Cada tipo de control
de proceso, incluso cuando lo realiza el operador, requiere mediciones previas que permitan describir el
estado del proceso hasta un grado de exactitud adecuado. Si no fuera así, no se detectarán a tiempo las
perturbaciones del proceso y se podrían producir graves caídas de desempeño cuando ocurren las interrupciones.
En situaciones prácticas en las plantas de biogás, el
operador de la planta realiza el control del proceso en
relación con el proceso biológico. El operador compara los valores medidos disponibles con valores empíricos y objetivos de desempeño para llegar a una
evaluación del estado del proceso. La eficacia de este
enfoque depende mucho de la disponibilidad y nivel
de conocimiento del personal operativo.
Si se planea monitorizar el proceso y un sistema de
control automatizado, se requiere más medición de
valores medidos y evaluación porque no hay un operador de planta que tome decisiones y, por lo tanto,
sólo se puede utilizar la información del proceso disponible en formato electrónico para controlar la
planta.
Los sistemas de control automático para biología
no son los más avanzados en las aplicaciones técnicas
a gran escala. A medida que la operación de una
planta sea más industrial, sin embargo, y dado el objetivo de elevar el rendimiento, se utilizarán más en el
futuro estos sistemas de control automático. A continuación se presentan algunas de las opciones, sin en-
Tabla 5.5: Métodos de control de retroalimentación
Métodos de control
Aplicación
Comentarios
Controlador PID
(proporcional - integral - derivado)
Para cuando se dispone de pocos datos, no se dispone de un modelo y se sabe poco del comportamiento del sistema controlado.
Buenos resultados, limitados a estrategias simples
de insumo/producto y a comportamiento lineal
Modelos físicos
orientados al proceso
Se requiere conocer los flujos de procesos internos.
Se requiere determinar con precisión los parámetros para los cuales son esenciales los datos medidos; conviene para comportamiento no lineal.
Redes neurales
Para cuando no se dispone de un modelo de simula- Muy buenos resultados pero se requiere cuidado
con el tipo de aprendizaje. El controlador es siemción; no se necesita entender el proceso pero si
pre una caja negra.
grandes cantidades de datos.
Lógica difusa
Se requiere pocos datos, y conocimiento experto si
no se cuenta con un modelo de simulación.
Se puede utilizar si existen no linealidades en el
proceso y en escenarios de insumo/producto múltiples; se puede integrar el conocimiento experto,
manejo simple.
trar en gran detalle. Para tener más detalle hay que referirse a la literatura especializada relevante.
5.2.5.1 Métodos estándar de control de retroalimentación
Varios métodos resultan convenientes para control el
proceso de digestión anaeróbica. Los aspectos problemáticos del control del proceso son la naturaleza no lineal del proceso y la complejidad de los procesos involucrados.
Controlador PID
El principio del controlador proporcional-integral-derivado (PID) es el algoritmo que más se emplea en las
aplicaciones industriales de control por retroalimentación. Combina tres mecanismos de control. El elemento proporcional representa el factor que determina la amplitud del cambio en la variable manipulada. La variable manipulada se modifica en
proporción al desvío del proceso respecto del estado
deseado. El factor utilizado es el factor de proporcionalidad. Se puede añadir un componente de integral a
este controlador proporcional. Este componente es necesario si ocurre una desviación cuando hay un cambio duradero en el sistema y no se puede compensar
la desviación mediante el factor de proporcionalidad.
Este problema se resolvió con la ayuda de un elemento que es proporcional a la integral de la desviación. El elemento derivado es proporcional al incremento en la desviación y permite responder rápidamente a grandes desviaciones.
Un controlador PID presenta un comportamiento
lineal, no dinámico. No es posible identificar las correlaciones entre diferentes variables medidas.
Ecuación 5.4: Controlador PID (u producto del controlador,
u0 producto básico del controlador, e desviación del proceso,
kp factor de proporcionalidad, ki factor del elemento integral,
kd factor del elemento derivado)
Los controladores PID se usan ampliamente y
también son convenientes para muchas aplicaciones
en plantas de biogás. Se pueden utilizar para corregir
el contenido de oxígeno en el biogás necesario para la
desulfuración, por ejemplo, o para controlar la temperatura del digestor. En ciertas circunstancias, este
simple algoritmo también puede utilizarse para controlar el proceso del biogás [5-35], [5-37].
En principio, los sistemas de control de la retroalimentación pueden implementarse junto con cualquier
de los métodos descritos anteriormente. Esto se ha
probado a escala de laboratorio. Los sistemas de control que se han desarrollado sobre la base de modelos
físicos orientados al proceso, de sistemas basado en
conocimiento o redes neurales, sin embargo, hasta la
fecha rara vez se han usado en operaciones prácticas.
5.2.5.2 Otros enfoques
Muchos fabricantes de plantas también ofrecen servicios de asesoría y paquetes de servicios de análisis
para soportar las operaciones, dirigidos a optimizar el
proceso biológico. Hay compañías independientes
que ofrecen también dichos servicios y realizan trabajos de consultoría, aparte de dar servicios de emergen103
cia. Otra opción es el análisis de procesos directos sobre la base de la dinámica del proceso ('comunicación
con el proceso'). En este caso, el desempeño del proceso se evalúa sobre la base de la respuesta dinámica
del proceso a una 'falla'.
Existen también varios foros de Internet donde los
operadores intercambian experiencias sobre los problemas que encuentran. Algunas organizaciones ofrecer cursos de capacitación para los operadores y el
personal de planta.
5.3 Control del proceso en el arranque y en la operación estándar
5.3.1
Operación estándar
A continuación se proporciona una breve explicación
de qué parámetros del proceso se necesita para evaluar el aspecto de biología del proceso. Se distingue
entre dos diferentes escenarios de plantas porque la
configuración depende del tipo de planta y del modo
de operación. Para la adquisición de datos, inicialmente es irrelevante si se hace en línea o manualmente. Lo importante es que los datos se pre-procesan
para hacer un buen análisis.
Escenario 1: planta normal, basada en lodo líquido,
tasa de carga orgánica baja (menos de 2 kg VS/m3 · d),
no hay sustancias inhibitorias, las concentraciones de
ácidos en la operación normal son menores a 2 g/l.
Escenario 2: plantas con alta tasa de carga orgánica, composición y calidad del sustrato variadas, posiblemente sustancias inhibitorias (por ejemplo, amonio por encima de 3 g/l), concentraciones de ácidos en
operación normal por encima de 2 g/l, y cuando se
hace cambios al régimen de carga.
Las plantas que experimentan perturbaciones, es decir con parámetros de proceso cambiantes, deben muestrearse con una densidad de medición por lo menos
como la del escenario 2. Los estados de procesos dinámicos siempre implican el riesgo de desviaciones del
proceso fuera del rango dentro del cual es posible la
auto-estabilización. En consecuencia, los cambios del régimen operativo, cambios de sustratos, incrementos en
cantidades de insumos, etc. deberían siempre ir acompañados por significativamente más mediciones.
Si se sabe que el proceso puede estar expuesto a
sustancias potencialmente inhibitorias (por ejemplo,
amoníaco), debido a la naturaleza de las condiciones
de operación, se debe monitorizar también estas sustancias. Esto permitirá identificar más rápidamente la
causa de las perturbaciones.
104
Si el equilibrio del proceso lleva a una menor degradación, el siguiente paso debe ser el análisis de la
causa. Las causas de interrupciones y perturbaciones
y cómo corregirlas se tratan en la Sección 5.4.1. Los
datos deben adquirirse o pre-procesarse electrónicamente para facilitar la identificación de tendencias a
largo plazo y las correlaciones.
En la mayoría de plantas, la evaluación del proceso
se basa en la experiencia del operador de la planta. Se
puede realizar la evaluación con una mayor precisión
y más objetivamente con ayuda de un monitor del
proceso. Los monitores del proceso evalúan los datos
sobre la base de modelos matemáticos. Especialmente
cuando ocurren cambios dinámicos en el proceso,
como los cambios de sustrato o del volumen de alimentación, no es posible evaluar la parte transitoria
del proceso sin contar con un modelo. Esto se aplica
igualmente al proceso para calcular los volúmenes de
alimentación a futuro.
Al construir la evaluación de procesos, sólo los sistemas de control basados en modelos son capaces de
pronosticar las tendencias de los procesos. Si los valores medidos no se integran en un modelo, proporcionan más bien una instantánea estática y, por lo tanto,
no son convenientes para el control dinámico.
Como regla general en la operación de la planta, el
régimen de alimentación debería cambiarse solamente
si fuera necesario, de tal manera que se pueda comprender los efectos. Esto significa que sólo se debe
ajustar un parámetro a la vez y se debe mantener todos
los demás constantes. Si no es así, ya no se puede asignar los efectos a las causas y se hace imposible la optimización del proceso.
En la operación normal, se debe evitar la
mono-fermentación y se debe dar preferencia a utilizar una composición de sustrato diversa pero que
siga siendo tan constante como sea posible a lo largo
del tiempo. Para optimizar, tiene sentido cambiar la
proporción de la mezcla de manera que se obtenga
una proporción óptima entre la tasa de carga orgánica y el tiempo de residencia.
El proceso biológico es más eficaz en condiciones
constantes. La fijación de volúmenes de alimentación
constantes y una composición consistente del sustrato
con alto grado de exactitud es entonces un paso importante hacia la optimización del proceso.
5.3.2
Arranque
Los procesos de arranque difieren de la operación
normal porque el sistema todavía no ha alcanzado el
estado estable. Los procesos que ocurren están sujetos
Tabla 5.6: Programa de medición para plantas de biogás para la monitorización del proceso biológico (operación normal)
Cantidades requeridas para la evaluación del
proceso
Unidades
Cantidad de insumo
Composición del insumo
m3
kg
DM/m3
; kg
VS/m3
Escenario de planta1
Escenario de planta 2
diariamente
diariamente
mensualmente
semanalmente
Temperatura
°C
diariamente
diariamente
Productos intermedios (ácidos orgánicos)
g/l
mensualmente
semanalmente
Cantidad de producto
m3
diariamente
diariamente
kg DM/m3 ; kg VS/m3
mensualmente
semanalmente
m3
diariamente
diariamente
Vol. % metano, dióxido de carbono,
sulfuro de hidrógeno, opcionalmente oxígeno
diariamente
diariamente
-lg H30+
mensualmente
semanalmente
g/l
g/kg
mensualmente
semanalmente
g/l
según se requiera
según se requiera
Producción específica de gas
l/kg VS
mensualmente
semanalmente
Tasa de carga orgánica
VS/m3
mensualmente
semanalmente
mensualmente
semanalmente
mensualmente
semanalmente
Composición del residuo de fermentación
Cantidad de gas generado
Composición del biogás
Valor pH
Mediciones adicionales
Concentración de amonio,
nitrógeno total
Oligoelementos
kg
Tiempo residencia
Tasa de producción específica de gas
·d
d
m3/m3
a cambios constantes en los parámetros del proceso.
Para poder administrar el proceso de manera segura
con carga completa en este estado, se requiere mayores mediciones que en la operación normal porque el
proceso es inestable y podría colapsar mucho más rápidamente.
Durante el arranque se debe cargar los digestores
en un tiempo tan corto como sea posible hasta que
todos las entradas y salidas (sellos líquidos) se sellen con líquidos. Durante la operación de arranque,
se debe prestar atención especial al hecho de que
pueden formarse mezclas de gas explosivo en el espacio de gas del digestor. Por lo tanto, la carga debe
proceder rápidamente. Si no se dispone de suficiente material semilla (inóculo) para la operación
de arranque, se debe diluir el material semilla con
agua para reducir el tamaño del espacio de gas. Se
debe sumergir los agitadores cuando están en operación durante la fase de arranque para evitar las chispas.
Luego del llenado se debe llevar el contenido del
tanque a una temperatura constante, después de lo
cual se puede comenzar la carga del sustrato.
·d
Cuando la planta se arranca por primera vez, se
puede acortar la fase de arranque añadiendo una cantidad suficiente de bacterias del proceso de degradación como material semilla. Cuanto mayor sea la cantidad de material semilla añadido, más corta será fase
de asentamiento de la planta. En una situación ideal,
por lo tanto, el digestor de arranque debería llenarse
completamente con residuo de fermentación de otra
planta. Dependiendo de la disponibilidad, también es
posible utilizar una mezcla de residuos de fermentación de varias plantas, además del lodo líquido y
agua. Cuando se añade agua, debe recordarse que la
capacidad de taponamiento original del sistema se reduce a medida que se incrementa la dilución. En consecuencia, si la tasa de carga se incrementa demasiado
rápidamente, el proceso puede fácilmente hacerse
inestable y, por lo tanto, se aumenta significativamente el riesgo de colapso del proceso en el digestor.
El uso de lodo líquido siempre favorece el arranque. Esto se debe a que el lodo líquido generalmente
contiene una gran cantidad de oligoelementos así
como múltiples poblaciones bacterianas diferentes. En
particular, el lodo líquido de ganado contiene sufi105
cientes arqueas metanogénicas para que el proceso se
estabilice rápidamente por sí mismo. Por otro lado, el
lodo líquido de cerdo no es tan rico en microorganismos metanogénicos, pero en principio es utilizable.
Luego de que se alcanza una temperatura estable,
es mejor esperar hasta que el pH se estabilice en el
rango neutro, el contenido de metano en el biogás generado sea mayor de 50 % y la concentración de ácidos grasos de cadena corta esté por debajo de
2.000 mg/l. Luego se puede comenzar la carga. La
carga debe incrementarse sucesivamente, en etapas,
hasta que se alcance la carga completa. Luego de cada
incremento es mejor esperar hasta que los parámetros
relevantes del proceso, es decir la tasa de producción
de gas, el contenido de metano, el valor de VOA/TAC
o la concentración de ácidos y el valor de pH, se hayan estabilizado. Llegados a este punto se puede iniciar otro incremento de la tasa de carga orgánica. El
valor de VOA/TAC es de importancia limitada, pero
para la operación de arranque es conveniente utilizarlo como un parámetro de monitorización para
evaluar la estabilidad del proceso ya que se puede registrar muy fácilmente y de manera económica a una
alta densidad. Para obtener información confiable sobre la estabilidad del proceso, el espectro de ácidos
también debe analizarse de tiempo en tiempo para
identificar el tipo de ácidos presentes.
Normalmente, un incremento en la tasa de carga se
sigue de una elevación corta del valor de VOA/TAC.
En ciertas circunstancias la producción de gas incluso
disminuye ligeramente. La claridad de este efecto varía, dependiendo del nivel del incremento. Si la tasa
de carga sigue siendo la misma, se debe estabilizar el
valor de VOA/TAC nuevamente y la producción de
gas debe estabilizarse a un nivel apropiado para el insumo. Sólo entonces se incrementará aún más la tasa
de carga. Si la producción de gas cae por un cierto periodo mientras que la carga permanece constante y el
valor de VOA/TAC es mayor, ya ha ocurrido una perturbación del proceso. En este caso, no se debe incrementar más la carga y si es apropiado el volumen del
insumo debería incluso reducirse, dependiendo de
cómo se desarrolla el valor de VOA/TAC.
Para resumir, se puede afirmar que los siguientes
factores tienen un impacto claramente positivo en las
operaciones de arranque:
- Uso de lodo líquido fresco de ganado o lodo semilla
activo de plantas de biogás que están operando
bien.
- Un programa de mediciones denso y bien afinado
para los parámetros biológicos (Ver Tabla 5.6)
106
- Continuidad en la alimentación del sustrato y su calidad.
- Operación de la planta libre de problemas.
Incluso cuando se logra la carga completa, esto no significa que se haya establecido un estado estable. Este
estado se alcanza solamente luego de un periodo que
corresponde aproximadamente a tres veces el tiempo
de residencia.
Se tiene que tomar medidas especiales si se prevé
altas concentraciones de amoníaco. En ese caso, el
proceso puede requerir largas fases de adaptación que
pueden durar desde varios meses hasta un año. Este
puede ser un factor muy importante, por ejemplo,
cuando se planifica el financiamiento de la planta. En
tales casos, siempre es aconsejable utilizar el residuo
de fermentación a partir de una planta que ya utilice
un sustrato similar. Se debe ponderar el establecimiento de la concentración objetivo final de amonio
tan rápido como sea posible de tal manera que las bacterias puedan adaptarse al estado final inmediatamente, porque de otro modo se necesitará otra adaptación cada vez que se eleva la concentración. Se
puede alcanzar rápidamente la concentración final
cargando la mezcla deseada de sustrato de la etapa final desde el inicio mismo.
Figura 5.3: Régimen de carga para el arranque
En plantas que se manejan por completo en base a
cosechas energéticas y que se arrancan con lodo líquido no tiende a producirse escasez de oligoelementos por 6 a 12 meses. Por lo tanto, estas plantas en particular deben observarse con cuidado incluso luego de
un proceso de arranque con éxito.
Cualquiera que sea el caso, entonces, es necesario
más monitorización del proceso durante el primer año
de operación.
Es aconsejable utilizar material completamente fermentado de plantas existentes para el proceso de
arranque en las plantas de fermentación seca con digestores de tipo garaje que se operarán usando cosechas energéticas o material provenientes del paisaje.
El lodo líquido no es conveniente para arrancar la fermentación seca porque puede causar bloqueo en las
boquillas de percolado de los digestores de tipo lote
debido a la presencia de materia sólida suspendida.
En vez de eso, debería arrancarse con agua limpia
como líquido de percolación y digestores de tipo lote
llenos, preferentemente con material completamente
fermentado.
La operación de arranque para una planta de biogás con tres digestores, cada uno con un volumen de
trabajo de 4.000 m3, se describe a continuación por
medio de un ejemplo. Se elucida distintas estrategias
de arranque. Cada una de ellas lleva a la operación
normal de la planta.
Digestor 1
Mezcla de digestato proveniente de dos
plantas (20% de cada una), lodo líquido de
ganado (10%), agua (50%), contenido de
sólidos totales aproximados de 1,5% FM. El
llenado y la estabilización de temperaturas
tomaron alrededor de 25 días.
Digestor 2
Mezcla de digestato de 3 plantas diferentes
(aproximadamente 44%), lodo líquido de
ganado (6%), digestato del digestor 1 (50%).
Digestor 3
Llenado completamente con digestato de
los digestores 1 y 2.
Digestor 1: Luego de que se alcanzó la temperatura de
operación de 37 °C, se comenzó la dosificación de materia sólida. Sólo se utilizó ensilaje de maíz como sustrato.
En la estrategia de arranque elegida en este ejemplo, se añadió primero que nada cantidades relativamente grandes de sustrato en lotes, con tiempos de espera entre los lotes que dependían del nivel de
producción de gas. Se eligió tasas de carga orgánica
altas desde el principio y el tiempo entre los picos de
sustrato se acortó cada vez más. La ventaja de esta estrategia de arranque es que, en general, se puede lograr más rápidamente una operación con cargas completas que con incrementos continuos en pequeños
pasos. Los parámetros para decidir cuándo incrementar la carga fueron el desarrollo del cociente de
VOA/TAC y observando simultáneamente el desarrollo de las concentraciones de ácidos grasos y de producción de gas del digestor.
La tasa de carga orgánica y el valor de VOA/TAC
durante la operación de arranque en el digestor 1 se
grafican en la Figura 5.4. Es claro que el incremento en
pico en las cargas llevó a perturbaciones considerables
del proceso. Se puede ver una duplicación de los valores VOA/TAC incluso luego de los primeros picos de
carga relativamente pequeños. La razón de las agudas
fluctuaciones es la proporción muy alta de agua en el
sistema y la baja capacidad de taponamiento asociada.
Esto último lleva a la observación de que el valor de
pH reacciona muy rápidamente a cada adición de sustrato. Normalmente, el valor de pH es un parámetro
que reacciona muy lentamente. En la operación práctica, casi no se puede detectar ningún cambio. Debido
a las inestabilidades que ocurrieron, se cambió la estrategia de arranque por una adición continua de sustrato
a partir del día 32. Gracias a una elevación lenta pero
estable en las cantidades del insumo, se mostró que era
posible incrementar la tasa de carga orgánica a un promedio de 2,6 kg VS/(m3 · d) alrededor del día 110. La
estrategia de arranque de carga en picos puede llevar a
que se alcance la carga de operación más rápidamente
en las condiciones correctas como son alta actividad de
lodo semilla y monitorización intensiva del proceso.
En el ejemplo mostrado, se ha probado que esta estrategia es inapropiada debido a la baja capacidad de taponamiento resultante del alto contenido de agua.
El digestor 2 se llenó de manera concurrente con la
operación de arranque del primer digestor.
La operación de arranque del digestor 2 se muestra
en la Figura 5.5. Alrededor del día 50, la tasa de carga
orgánica se había elevado hasta 2,1 kg VS/(m3 · d), con
una tendencia ascendente de los valores de
VOA/TAC. A pesar del valor creciente de VOA/TAC,
se comprobó que era posible manejar el digestor hasta
la carga completa rápidamente y de manera controlada.
Un gráfico que ilustra la operación de arranque del
digestor 3 se muestra en la Figura 5.6. En este caso, se
probó que era posible incrementar la tasa de carga orgánica a 2,1 kg VS/(m3 · d), en 30 días, con valores
constantes de VOA/TAC. El uso del residuo de fermentación para el primer llenado permite un aumento
rápido hasta el nivel de carga completa. Los valores
de VOA/TAC más altos ya estaban presentes en el residuo de fermentación.
Las primeras cargas diferentes tienen impactos importantes en la estabilidad del proceso y la tasa de elevación hasta la carga completa. Aparentemente mientras mayor sea la producción de residuos de
fermentación y mejor se adapten los microorganismos
a las propiedades del sustrato, más rápidamente se
107
Figura 5.4: Progreso de la fase de arranque, digestor 1
podrá arrancar el digestor y más estable será el proceso.
A continuación se presenta una descripción de un
curso de eventos típico que lleva a la inhibición debido a una deficiencia de oligoelementos. Luego de un
arranque exitoso, se operó la planta en condición estable entre el día 60 y el día 120. Sin embargo, a medida
que la operación continúa, el material semilla (residuos de fermentación y lodo líquido) se lixivia hacia
afuera del material y se llega a concentraciones que
108
corresponden a las del sustrato (ensilaje de maíz). En
este caso, el sustrato no contiene suficientes oligoelementos. Esto crea una deficiencia que se manifiesta en
la inhibición de la metanogénesis. Como consecuencia
de esta inhibición, los ácidos que se forman ya no pueden degradarse y los valores de VOA/TAC se elevan
durante la operación estable, luego de alrededor de
120 días de operación y, posteriormente, a pesar de
una reducción en la tasa de carga orgánica (ver
Figura 5.7). Las causas y posibles medidas para con-
Figura 5.7: Progreso de la fase de arranque del digestor 1 con una deficiencia de oligoelementos.
trarrestarlas se describen en más detalle en la Sección
5.4.2. Si no se hace ninguna intervención durante esta
fase, el colapso del proceso en el digestor es inevitable. Se debe indicar nuevamente que la característica
particular de esta perturbación del proceso es que no
ocurre hasta luego de varios meses en operación, dependiendo del material semilla y de la manera en que
se maneja el sistema.
5.4 Manejo de la perturbación
5.4.1
Causas de las perturbaciones del proceso
El término perturbación del proceso se refiere a ocurrencia en las que la digestión anaeróbica en la planta
de biogás es afectada negativamente y, por lo tanto, no
se desarrolla a su nivel óptimo. El resultado es que los
sustratos no se descomponen suficientemente. Inde109
pendientemente de su extensión, las perturbaciones
del proceso siempre tienen, en consecuencia, un efecto
negativo en la eficiencia económica de la planta de
biogás. Por lo tanto, se debe detectar las perturbaciones del proceso y corregirlas en la medida de lo posible.
Ocurren perturbaciones del proceso cuando las
condiciones ambientales para las bacterias o los grupos de bacterias están por debajo del óptimo. La velocidad a la que aparece la perturbación al proceso varía
dependiendo de cuán fuerte sea la influencia y el periodo en que han desmejorado las condiciones. En la
mayoría de los casos, las perturbaciones del proceso
se manifiestan en una elevación continua de las concentraciones de ácidos grasos. Esto ocurre independientemente de la causa, que es la respuesta más sensible de las bacterias acetogénicas y metanogénicas a
cambios en el medio ambiente que los otros grupos
bacterianos. Sin intervención, el curso normal de una
perturbación al proceso es el siguiente:
- Elevación en las concentraciones de ácidos grasos:
inicialmente ácido acético y propiónico, y si persiste
la carga del proceso, también ácido i-butírico y
ácido i-valérico.
- Elevación continua en la monitorización de
VOA/TAC (en paralelo con la elevación de ácidos
grasos)
- Reducción en el contenido de metano
- Reducción en el rendimiento de gas a pesar de la
alimentación constante
- Descensos del valor de pH, acidificación del proceso
- Colapso completo de la producción de gas.
A continuación se describen las causas posibles de
las perturbaciones del proceso, tales como deficiencias de oligoelementos, fluctuaciones en la temperatura, sustancias inhibitorias (amoníaco, desinfectantes, sulfuro de hidrógeno), errores en la alimentación
o sobre-carga del proceso. Para que la operación de
la planta tenga éxito, es muy importante detectar las
perturbaciones del proceso tan pronto como sea posible (confrontar Sección 5.1). Ésta es la única manera
de identificar y de eliminar las causas al tiempo, minimizando así el perjuicio económico.
Los problemas relativos a la deficiencia de oligoelementos y a la inhibición del amoníaco se trataron
en las Secciones 5.1.8 y 5.1.9.
En la operación de plantas de biogás en la práctica
puede haber una serie de causas de la caída de la temperatura del proceso. Calentar el digestor es de importancia crucial en temperaturas moderadas como las
que se encontraron en Alemania, y si el calentamiento
falla, la temperatura de fermentación puede caer va110
rios grados relativamente rápido. En dichos casos, no
es el sistema de calentamiento el que ha necesariamente fallado tal como se ilustra en el escenario siguiente.
Si la unidad de CHP deja de funcionar, luego de un
cierto tiempo se dispone del calor residual necesario
para calentar el digestor. La caída de la temperatura
mide la actividad de las bacterias metanogénicas, ya
que éstas sólo sobreviven dentro de una ventana de
temperatura estrecha [5-1]. Las bacterias que participan en la hidrólisis y en la acidogénesis son menos especializadas en este respecto e inicialmente pueden
sobrevivir las caídas de temperatura. Sin embargo, la
consecuencia es que lo ácidos en el digestor se concentran más, especialmente si no se ralentiza la alimentación del sustrato o no se detiene a tiempo.
En tal caso, además de la inhibición de la temperatura, hay también una caída en el valor de pH con acidificación de los contenidos del digestor.
No obstante, la adición de grandes cantidades de
sustrato no calentado o un calentamiento inadecuado
del digestor como resultado de la falla de los sensores
de temperatura, por ejemplo, también puede causar
una caída de la temperatura del digestor. No es la
temperatura absoluta la que es crucial para un proceso estable, sino mantener un nivel constante de temperatura. Si ocurre un cambio en la temperatura (hacia arriba o hacia abajo) dentro de un periodo corto, se
puede esperar generalmente que haya un efecto adverso en la degradación. Por lo tanto, es sumamemente importante verificar regularmente la temperatura de fermentación para asegurar la operación
exitosa de la planta.
Como ya se explicó en la Sección 5.1.3, la temperatura del proceso puede elevarse cuando se usa ciertos
sustratos. Luego, la temperatura pasa del rango mesofílico al rango termofílico, sin que sea necesario utilizar energía de calentamiento adicional. Si no se maneja apropiadamente la operación de la planta, en el
peor de los casos el proceso puede detenerse por completo en la transición desde el rango de temperatura
mesofílica a termofílica.
Las condiciones de operación de una planta de biogás deben mantenerse tan constantes como sea posible. Esto se aplica a las condiciones ambientales en el
reactor tanto como a la naturaleza y medición de los
sustratos. Los siguientes son errores en la adición de
sustrato:
- se añade demasiado sustrato en un largo periodo
- se añade el sustrato demasiado irregularmente
- se hace un cambio rápido entre sustratos de composiciones que difieren
- se añade demasiado sustrato luego de un corte en la
alimentación (por ejemplo, debido a fallas técnicas).
La mayoría de errores relativos a la adicción de sustrato se cometen durante la operación de arranque y
cuando se cambia el sustrato durante la operación
normal. Por esta razón, el proceso debe mantenerse
bajo observación particularmente cuidadosa en estas
fases. También es aconsejable intensificar el análisis
durante el proceso. Con algunos sustratos, también
hay variaciones considerables en la composición de
un lote al siguiente, lo cual causa fluctuaciones indeseables de la tasa de carga orgánica.
5.4.2
Perturbaciones del proceso de manejo
Tal como se mencionó previamente, se puede corregir
de manera duradera una perturbación al proceso sólo
si se ha identificado y eliminado la causa. Se debe tener
en cuenta que existen algunas medidas de ingeniería de
control que pueden tomarse para aliviar la situación, al
menos temporalmente. Las secciones siguientes describen primero que nada medidas fundamentales dirigidas a la estabilización del proceso y los efectos que ellas
tienen. El éxito de estas medidas generalmente depende del grado de perturbación que afecta al proceso,
es decir, la medida en que los microorganismos ya han
sido afectados adversamente. Además, se debe observar el proceso muy cuidadosamente mientras se implementan las medidas y durante la fase posterior de recuperación. Así se puede reconocerse el éxito o el fracaso
de la acción rápidamente y se puede tomar medidas
adicionales según sea necesario. Luego se describe las
posibles formas de eliminar las perturbaciones del proceso de acuerdo con las causas señaladas en la sección
precedente.
5.4.2.1 Medidas para estabilizar el proceso
Reducción del volumen de insumo
La reducción del volumen de insumo (sin cambiar la
composición del sustrato) disminuye la tasa de carga
orgánica. Esto alivia eficazmente la tensión del proceso. Dependiendo de la medida en la que se reduzca
la adición del sustrato, el contenido de metano del
biogás se elevará luego de manera notoria. Esto es una
indicación de la degradación de los ácidos grasos que
se han acumulado hasta ese punto, aunque el ácido
acético se degrada muy rápidamente y el ácido propiónico muy lentamente. Si las concentraciones de
ácido propiónico son excesivamente altas, es posible
que estas sustancias ya no se dividan. En ese caso, se
tiene que tomar otros pasos para aliviar la tensión sobre el proceso.
Si la producción permanece constante luego de
que se ha reducido el volumen de insumo, esto es una
indicación de que el digestor está siendo sobre-alimentado en gran medida. Las concentraciones de ácidos grasos deben verificarse y se debe observar una
reducción en la producción de gas antes de incrementar ligeramente de nuevo los volúmenes de insumo.
Re-circulación del material
Re-circulación significa retornar material al digestor
desde un receptáculo corriente abajo (por ejemplo, digestor secundario o tanque de almacenamiento de digestato). Los beneficios de la re-circulación, si es factible en términos de ingeniería de procesos, son
esencialmente dos. En primer lugar, ocurre una dilución, lo cual significa que la 'concentración de contaminantes' en el digestor se reduce, dependiendo de
por cuánto tiempo se mantenga la re-circulación. Además, se retornan las bacterias 'en ayuno' al digestor y
nuevamente pueden desempeñar un papel eficaz en la
degradación.
Este enfoque se recomienda principalmente para
plantas con múltiples etapas. En las plantas de etapa
única, se debe usar este método sólo si se dispone de
tanques de digestato a prueba de fugas de gas e incluso así, sólo en emergencias. En un sistema con
re-circulación del material, se debe prestar atención a
la temperatura del material re-circulado y si es necesario se debe asegurarse una temperatura constante en
el digestor por calentamiento adicional.
Cambio de la composición del insumo
El cambio de la composición del insumo puede estabilizar el proceso de varias maneras. En primer lugar, el
cambio de la mezcla puede reducir la tasa de carga orgánica reemplazando / omitiendo los elementos ricos
en energía (por ejemplo, granos de cereales), y disminuyendo así la tensión. En segundo lugar, suplementar la composición del insumo con bosta líquida o sólida (por ejemplo, lodo líquido de ganado), si no se
utiliza de otra manera, puede tener un impacto muy
positivo por el aporte de oligoelementos adicionales y
otros grupos de bacterias. La adición de sustrato de
fermentación de otra planta de biogás puede tener un
efecto igualmente positivo. Respecto de la mono-fermentación de los cultivos energéticos, debe notarse
que la adición de otro componente del sustrato tiene
normalmente un impacto positivo en la estabilidad
del proceso.
111
5.4.2.2 Deficiencias de oligoelementos
Como regla general, una escasez de oligoelementos
puede compensarse añadiendo bosta (lodo líquido de
ganado o cerdos o guano de ganado o cerdos). Si estos
sustratos no están disponibles para el operador de la
planta en cantidades suficientes o no se pueden utilizar por alguna otra razón, existen varios proveedores
de aditivos de oligoelementos en el mercado. En general, se trata de mezclas complejas. Sin embargo, como
los oligoelementos son metales pesados, que pueden
tener un efecto inhibitorio en el proceso si se añaden
en cantidades excesivas [5-16] y que también se acumulan en la tierra agrícola, se debe mantener la carga
de oligoelementos a un mínimo [5-17]. Si es posible, se
debe añadir sólo aquellos oligoelementos que verdaderamente falten. En dichos casos, un análisis de los
oligoelementos del material del digestor y los materiales del insumo pueden proveer información útil. Hay
que tener en cuenta que un análisis de este tipo es
complejo y costoso.
Para incrementar la eficiencia de los oligoelementos agregados, se puede añadir sales de hierro al proceso para la desulfuración química antes de la mezcla
de oligoelementos (confrontar Sección 2.2.4). De esta
manera se puede precipitar hacia afuera de la mezcla
una gran proporción del sulfuro de hidrógeno disuelto y se puede mejorar la bio-disponibilidad de los
oligoelementos. Siempre es importante prestar atención a las recomendaciones del fabricante y seguir las
instrucciones.
5.4.2.3 Respuesta a las inhibiciones de temperatura
Si el proceso está sujeto a la inhibición de la temperatura como resultado del auto-calentamiento, existen
dos maneras de resolver el problema. El proceso se
puede enfriar o se puede cambiar la temperatura del
proceso. En algunos casos el enfriamiento puede realizarse por medios técnicos utilizando el sistema de calor, pero esto usualmente es difícil de lograr. La adición de agua fría también puede producir un efecto de
enfriamiento, aunque esto también debe hacerse de
una manera sumamente cuidadosa. Si el objetivo es
cambiar la temperatura del proceso desde el rango
mesofílico hacia el termofílico, se requiere un soporte
biológico con metas para el periodo de transición. Los
microorganismos tienen que adaptarse primero al nivel de temperatura más alta o se tiene que formar nuevos microorganismos. Durante este periodo, el proceso es extremadamente inestable y bajo ninguna
112
circunstancia debe permitirse que 'colapse' por la adición de demasiado sustrato.
5.4.2.4 Respuesta a la inhibición de amoníaco
La acción dirigida a reducir la inhibición del amoníaco requiere intervención fundamental en la operación de la planta. Como regla general, las inhibiciones
del amoníaco ocurren cuando se utilizan materiales
de insumo ricos en proteínas. Si se ha verificado de
manera demostrable la inhibición del amoníaco, se
debe bien bajar la temperatura o bien cambiar la composición del insumo. El cambio de la composición del
insumo debería resultar en una reducción de la carga
de nitrógeno. Esto puede traer como consecuencia
una reducción a largo plazo de la concentración del
amoníaco que se está inhibiendo en el digestor. Si la
acidificación ya está muy avanzada, tiene sentido
cambiar el residuo de fermentación desde un digestor
corriente abajo para reducir la concentración del ácido
en el corto plazo.
Cualquiera que sea el método que se elija, debe
hacerse vigilando de cerca el proceso. La reducción
del valor de pH para reducir la proporción de amoníaco no disociado es extremadamente difícil de lograr en el largo plazo y, por lo tanto, no se puede
recomendar.
5.4.2.5 Respuesta a la inhibición del sulfuro de hidrógeno
La inhibición del sulfuro de hidrógeno es extremadamente rara en las plantas de biogás agrícola. Siempre
se relaciona la inhibición del sulfuro de hidrógeno al
sustrato, es decir, es atribuible a un alto contenido de
sulfuro en los materiales de insumo. En gran medida,
los materiales de insumo utilizados en las plantas de
biogás agrícola tienen un contenido de azufre relativamente bajo. Es necesario considerar que se debe siempre mantener bajo el contenido de H2S en el gas debido a sus repercusiones negativas en la utilización
del gas. Se puede dar los siguientes pasos para contrarrestar el sulfuro de hidrógeno:
- Añadir sales de hierro para la precipitación del sulfuro.
- Reducir la proporción de insumos que contienen
azufre.
- Diluir con agua.
La elevación del valor de pH con la ayuda de sustancias
de taponamiento puede reducir la toxicidad del H2S
por periodos cortos, pero no debe confiarse en este método a largo plazo.
5.4.3
Manejo de fallas y problemas técnicos
mente, el fabricante de la planta o talleres especializados externos ofrecen dichos servicios. Para minimizar
el riesgo de fallas técnicas, el operador de la planta
debe asegurar que se realicen verificaciones regulares
y que se respeten los intervalos de mantenimiento.
Dadas las considerables diferencias en el diseño y el
equipamiento técnico entre las plantas de biogás agrícola, es imposible dar recomendaciones generales en
este documento sobre cómo remediar las fallas técnicas. Sin embargo, siempre se debe consultar las instrucciones de operación de las plantas de biogás, que
normalmente contienen recomendaciones para actuar
y pasos para eliminar problemas con los componentes
específicos de la planta.
Es crucialmente importante que se detecten y eliminen a tiempo todas las fallas y problemas técnicos.
Para esto es esencial tener un sistema de alerta automático. La condición operativa de los componentes
clave de la planta se registra y monitoriza en el sistema de manejo del proceso. Si ocurre una falla técnica, se acciona una alerta en el sistema y se puede enviar al operador de la planta u otro personal operativo
por teléfono o por mensaje de texto. Este procedimiento permite tomar rápidamente una acción de solución. Para evitar largas perturbaciones a la operación, es importante que el operador de la planta
siempre almacene una selección de repuestos y partes
que se cambian debido al desgaste. De esta manera, se
puede reducir los tiempos de parada y reparación.
Además, en caso de emergencia, el operador de la
planta debería, si es posible, ser capaz de llamar a un
servicio confiable en cualquier momento. Usual-
5.5 Confiabilidad operativa
5.5.1
Seguridad ocupacional y seguridad de
la planta
El biogás es una mezcla de gases que consiste de metano (50-75 vol. %), dióxido de carbono (20-50 vol. %),
sulfuro de hidrógeno (0,01-0,4 vol. %) y otros gases
trazas [5-1], [5-6]. Las propiedades del biogás se contrastan con otros gases en la Tabla 5.7. Las propiedades de los distintos componentes del biogás se resumen en la Tabla 5.8.
En ciertas concentraciones el biogás en combinación el oxígeno atmosférico puede formar una atmósfera explosiva y por esta razón se tiene que respetar
reglamentos de seguridad especiales de la planta
tanto en la construcción como en la operación de la
planta de biogás. Existen otros peligros como el riesgo
de asfixia o envenenamiento, así como peligros mecánicos (por ejemplo, riesgo de aplastamiento por tracción).
Tabla 5.7: Propiedades de los gases [5-6]
Valor calorífico
Densidad
Biogás
Gas natural
Propano
Metano
Hidrógeno
kWh/m3
6
10
26
10
3
kg/m3
1,2
0,7
2,01
0,72
0,09
0,9
0,54
1,51
0,55
0,07
°C
700
650
470
600
585
vol. %
6-22
4,4-15
1,7-10,9
4,4-16,5
4-77
CH4
CO2
H2 S
CO
H
0,72
1,98
1,54
1,25
0,09
0,55
1,53
1,19
0,97
0,07
600
-
270
605
585
Densidad relativa respecto del aire
Temperatura de ignición
Rango explosivo
Tabla 5.8: Propiedades de los componentes del biogás [5-6], [5-7], [5-8]
Densidad
kg/m3
Densidad relativa respecto del aire
Temperatura de ignición
Rango explosivo
Límite de exposición en el lugar de
trabajo (valor MAC)
°C
vol. %
4,4-16,5
-
4,3-45,5
10,9-75,6
4-77
ppm
no especificado
5000
10
30
no especificado
113
El empleador o el operador de la planta de biogás
están obligados a identificar y evaluar los peligros
asociados con la planta de biogás y, si fuera necesario,
tomar medidas apropiadas. Las Reglas de Seguridad
para Sistemas de Biogás publicadas por la Agencia
Alemana de Salud y Seguridad Ocupacional Agrícolas (Bundesverband der landwirtschaftlichen Berufsgenossenschaften) [5-6] proporcionan un resumen
conciso de los aspectos clave de seguridad relevantes
para las plantas de biogás. Las reglas de seguridad explican y sustentan los requisitos de seguridad en términos de los procedimientos operativos relevantes a
§ 1 de las regulaciones de prevención de accidentes
'Centros de Trabajo, Edificios y Plantas' (VSG 2.1) [5-9]
publicadas por la Agencia de Salud y Seguridad Ocupacional Agrícolas. Esto también se refiere a otros códigos de práctica aplicables.
Esta sección ofrece una visión panorámica de los
peligros potenciales durante la operación de una
planta de biogás y crear conciencia al respecto. Las últimas versiones de las regulaciones respectivas [5-6],
[5-8], [5-9], [5-10] constituyen la base para las evaluaciones de peligros y los aspectos de seguridad relacionados que se asocian con la operación de plantas.
plosiva está presente constantemente por largos periodos o la mayor parte del tiempo [5-6], [5-10]. Sin embargo, normalmente, no se encuentra zonas así en
plantas de biogás. Ni siquiera un tanque/digestor de
fermentación se clasifica en esta categoría.
5.5.1.1 Peligro de incendio y explosión
Zona 2
En estas áreas no se espera que ocurran mezclas explosivas de gas y aire en circunstancias normales. Si
esto ocurre en efecto, se puede asumir que ocurrirá
sólo rara vez y no por un periodo prolongado (por
ejemplo, durante el servicio o en caso de una falla)
[5-6], [5-10].
Esto se aplica a los pozos de inspección, por ejemplo, y al interior del digestor, y en el caso de los tanques de almacenamiento de gas en la vecindad inmediata de las aperturas de aireación y ventilación. En
estas áreas las medidas aplicables a la Zona 2 deben
implementarse en un radio de 1 a 3 m [5-10].
En las áreas sujetas a peligro de explosión (Zona 0 2), se debe tomar medidas para evitar las fuentes de
ignición de acuerdo con BGR 104, sección E2 [5-10].
Algunos ejemplos de fuentes de ignición incluyen las
superficies calientes (turbocargadores), llamas o chispas generadas por medios mecánicos o eléctricos.
Además, dichas áreas deben identificarse por medio
de signos y avisos de advertencia.
Tal como se mencionó en la sección previa, bajo ciertas
condiciones, el biogás en combinación con el aire pueden formar una mezcla de gas explosiva. Los rangos
explosivos del biogás y sus componentes individuales
se muestran en la Tabla 5.7 y en la Tabla 5.8, respectivamente. Debe recordarse que aunque no existe riesgo
de explosión por encima de estos límites, si es posible
un incendio provocado por flamas, chispas por encendido de equipo eléctrico o por caída de rayos.
Durante la operación de plantas de biogás, por lo
tanto, debe esperarse que se puedan formar mezclas
de gas y aire potencialmente explosivas y que haya un
riesgo mayor de incendios, especialmente en la vecindad inmediata de los digestores y tanques de gas. Dependiendo de la probabilidad de la presencia de una
atmósfera explosiva, de acuerdo con BGR 104 - Reglas
de Protección contra Explosiones, se divide las distintas partes de la planta en categorías de áreas de peligro ('Zonas Ex') [5-10], dentro de las cuales se debe
desplegar de manera prominente los signos relevantes
y se debe tomar medidas de precaución y seguridad
apropiadas.
Zona 0
En áreas clasificadas como Zona 0, una atmósfera ex114
Zona 1
La Zona 1 describe áreas en las que puede formase
ocasionalmente una atmósfera explosiva durante la
operación normal. Estas son áreas en la vecindad inmediata de los pozos de acceso que llevan al tanque
de almacenamiento de gas o en el lado de retención de
gas del tanque de fermentación, así como en la vecindad de los sistemas de alivio, las válvulas de alivio de
la presión o las bengalas de gas [5-6]. Las advertencias
de seguridad para la Zona 1 deben colocarse dentro
de un radio de 1 m (con ventilación natural) alrededor
de estas áreas. Esto significa que en esta área solamente se puede utilizar recursos y equipo protegido
contra explosiones en la Zona 0 y 1. Como regla general, debe evitarse la liberación de biogás relacionada
con las operaciones en espacios cerrados. Si es posible
liberar el gas, sin embargo, la Zona 1 se extiende hasta
incluir todo el espacio [5-6].
5.5.1.2 Peligro de envenenamiento y asfixia
La liberación de biogás es un proceso natural, como se
sabe bien, de tal manera que no se restringe exclusivamente a las plantas de biogás. En la crianza de anima-
les menores, en particular, de vez en cuando ha habido accidentes en el pasado y algunos de ellos han
sido fatales, en conexión con gases biogénicos (por
ejemplo en pozos de lodo líquido y en silos de pienso,
etc.).
Si el biogás se encuentra presente en concentraciones suficientemente altas, la inhalación puede producir síntomas de envenenamiento, asfixia y puede ser
incluso fatal. El sulfuro de hidrógeno (H2S) contenido
en el biogás no desulfurado es altamente tóxico, incluso en bajas concentraciones (ver Tabla 5.9).
Tabla 5.9: Efecto tóxico del sulfuro de hidrógeno [5-7]
Concentración (en
el aire)
Efecto
0,03-015 ppm
Umbral de percepción (olor
de huevos podridos)
15-75 ppm
Irritación de los ojos y el tracto respiratorio, náuseas, vómitos, dolor de
cabeza, pérdida de la conciencia.
150-300 ppm
(0,015-0,03%)
Parálisis de los nervios olfativos
> 375 ppm
(0,038%)
Muerte por envenenamiento
(luego de varias horas)
> 750 ppm
(0,075%)
Pérdida de la conciencia y muerte por
paro respiratorio en 30-60 min.
mayor a 1000
ppm
(0,1%)
Muerte rápida por parálisis respiratoria en unos cuantos minutos.
sible, se debe instalar permanentemente un sistema de
ventilación forzada para contrarrestar el riesgo de asfixia y envenenamiento en caso de un escape de gas.
5.5.1.4 Manejo de productos químicos
Se usa una variedad de productos químicos en las
plantas de biogás. Las más comunes son varias sales
de hierro para la desulfuración química, aditivos para
estabilizar el valor de pH o mezclas complejas de oligoelementos o enzimas para la optimización del proceso. Los aditivos vienen ya sea en forma líquida o sólida (polvo). Como estos productos generalmente
tienen propiedades tóxicas y causticas, es importante
leer la información del producto antes de utilizarlos y
es esencial seguir las instrucciones del fabricante respecto de la dosificación y aplicación (por ejemplo, emplear una máscara contra el polvo, guantes a prueba
de ácidos, etc.). Como regla general, el uso de productos químicos debería restringirse al mínimo necesario.
5.5.1.5 Otros riesgos de accidentes
Además, en espacios cerrados o de bajo nivel,
puede ocurrir asfixia como resultado del desplazamiento del oxígeno por el biogás. Aunque el biogás es
más ligero que el aire, con una densidad relativa (D)
1,2 kg por m3, tiende a segregarse. En este proceso, el
dióxido de carbono más pesado (D = 1,98 kg/m3) se
concentra al nivel del piso, mientras que el metano
más ligero (D = 0,72 kg/m3) se eleva.
Por estas razones, es esencial ventilar adecuadamente los espacios cerrados en todo momento, por
ejemplo, en tanques de almacenamiento de gas cerrados. Adicionalmente, se debe emplear equipo de protección personal (por ejemplo, alarmas de gas, protección respiratoria, etc.) en áreas potencialmente
peligrosas (digestores, chimeneas de mantenimiento,
áreas de almacenamiento de gas, etc.).
5.5.1.3 Mantenimiento y reparación
Como regla general, el mantenimiento de equipo de
agitación, bombeo y lavado debería realizarse siempre
por encima del nivel de la tierra [5-6]. Si esto no es po-
Además de las fuentes de peligro descritas anteriormente, existen también otras fuentes de posibles accidentes como el riesgo de caer de escaleras o caer a
aberturas para el cargado (equipo de medición de sólidos, embudos de alimentación, chimeneas de mantenimiento, etc.). En estos casos se debe prevenir las caídas en dichas aberturas mediante coberturas
(escotillas, rejillas, etc.) o instalándolas a suficiente altura (> 1,8 m) [5-6]. Las partes móviles de la planta
(vástagos de agitadores, gusanos, etc.) también son
puntos de peligro potencial y se los debe identificar
claramente con señalización apropiada.
Pueden ocurrir choques eléctricos fatales dentro y
alrededor de unidades combinadas de calor y energía
como resultado de su operación incorrecta o fallas
porque las unidades generan energía eléctrica en voltajes de varios cientos de voltios y con corrientes de
cientos de amperios. El mismo peligro se presenta en
los agitadores, bombas, equipos de alimentación, etc.
porque también operan con altos niveles de energía
eléctrica.
Los sistemas de calentamiento y enfriamiento de
una planta de biogás (radiador, calentador del digestor, intercambiador de calor, etc.) también presentan
un riesgo de quemaduras en el caso de mal funcionamiento. Esto se aplica a partes de la unidad de CHP y
a cualquier sistema de emergencia que pueda instalarse (por ejemplo, bengalas de gas).
115
Para evitar accidentes de este tipo, se debe colocar
señales de advertencia claramente visibles en los lugares apropiados de la planta y se debe instruir correspondientemente al personal operativo.
5.5.2
Protección ambiental
ción es proteger el medio ambiente de efectos dañinos
y evitar que surjan efectos dañinos. Estas normas legales se aplican sólo dentro del contexto del procedimiento de autorización de plantas de biogás de gran
escala con una capacidad de combustión total de
1 MW o más y para plantas diseñadas para tratar
bio-residuos.
5.5.2.1 Requisitos de higienización
5.5.2.3 Control de la contaminación del agua
El objetivo de la higienización es desactivar cualquier
germen y patógeno que pueda estar presente en el
sustrato y asegurar así que sea inocuo desde los puntos de vista epidemiológico y citohigiénico. Esto se
hace necesario tan pronto se empieza a usar los residuos bio-génicos de otras líneas de negocios además
de los materiales crudos y los residuos agrícolas.
Las normas relevantes al respecto son: Reglamento
No. 1774/2002 de la Comunidad Europea y Ordenanzas sobre Bio-residuos [5-13]. El Reglamento de la Comunidad Europea incluye reglas sanitarias sobre el
manejo de sub-productos animales no destinados al
consumo humano [5-11]. En las plantas de biogás, sujeto a aprobación oficial, el material de categoría 2
puede utilizarse luego de una esterilización con vapor
a alta presión (triturado a < 55 mm, 133 °C a una presión de 3 bar por al menos 20 minutos [5-12]). Se
puede utilizar bosta y contenido del tracto digestivo
sin pre-tratamiento. El material de categoría 3 (por
ejemplo, residuo de camal) puede utilizarse luego de
higienizarlo (calentamiento a un mínimo de 70 °C por
al menos 1 hora). Sin embargo, este reglamento se
aplica rara vez a plantas de biogás agrícola. Si los únicos sub-productos animales utilizados son residuos
de servicios de alimentación, no se aplica el reglamento. Si se usa sustancias que están sujetas a los reglamentos de la Ordenanza sobre Bio-residuos, es requisito la higienización. En estos casos, es necesario
asegurar una temperatura mínima de 55 °C y un
tiempo de residencia hidráulica en el reactor de al menos 20 días.
5.5.2.2 Control de la contaminación del aire
Se tiene que cumplir con varios requisitos de control
de la contaminación del aire en relación con la operación de plantas de biogás. Estos requisitos se relacionan principalmente al mal olor y a las emisiones
contaminantes y de polvo [5-12]. La base legal de estos
temas es la Ley de Control de la Contaminación de
Alemania y sus reglamentos de implementación junto
con las Instrucciones Técnicas sobre el Control de la
Calidad del Aire (TA Luft). El propósito de la legisla116
Se debe evitar los impactos dañinos en el medio ambiente si es posible cuando se opera plantas de biogás.
En relación con el control de la contaminación del
agua, eso se significa en términos muy generales que
la planta de biogás debe construirse de tal manera que
se evite la contaminación de las aguas de superficie o
subterráneas. Las disposiciones legales tienden a diferir de una región a otra ya que los requisitos específicos de control de la contaminación del agua dependen
de las condiciones naturales en el lugar en cuestión
(por ejemplo, área de protección de agua) y de que las
autoridades emitan aprobaciones caso por caso.
Las sustancias que ocurren con más frecuencia en
las plantas de biogás agrícola, como el lodo líquido, la
bosta líquida y el efluente de ensilaje, caen en la categoría de sustancias peligrosas para el agua de clase 1
(ligeramente peligrosas para el agua). Los cultivos
energéticos se clasifican de manera similar [5-14]. La
contaminación del agua subterránea y superficial con
estas sustancias debe evitarse en toda la cadena del
proceso. Para propósitos prácticos, esto significa que
todos los patios de almacenamiento, tanques de almacenamiento y recipientes de fermentación, así
como los tubos y líneas de alimentación de bomba
que los conectan, deben ser a prueba de fugas de líquidos y deben tener un diseño aprobado. Se debe
prestar atención especial a los sitios de almacenamiento del ensilaje porque el efluente del ensilaje
puede considerablemente si las condiciones de la cosecha son desfavorables y las presiones de compactación son muy altas. Es obligatorio recolectar y utilizar
los líquidos y efluentes de fermentación que escapan
del equipo. Como estos contienen generalmente cantidades considerables de materiales orgánicos, es
aconsejable alimentarlo en los tanques de fermentación. Para no añadir innecesariamente grandes cantidades de agua no contaminada al proceso, especialmente luego de una fuerte lluvia, es apropiado
separar el agua contaminada de la no contaminada.
Esto se puede lograr con sistemas de drenaje separados que utilizan dos sistemas de tuberías separadas
con cambio manual para desviar el agua no contami-
nada por la caída y el agua contaminada y el efluente
hacia la planta de biogás [5-15].
Además, se debe prestar atención especial a las interfaces entre las etapas individuales del proceso. Éstas incluyen sobre todo el punto de entrega del sustrato (sólidos y líquidos) y la descarga de digestatos a
los vehículos de transporte / aplicación. El escape no
deseado de material (por ejemplo, reboses o cantidades residuales de material) debe evitarse o se debe
asegurar que cualquier agua contaminada procedente
de estas áreas sea retenida.
Adicionalmente, los sitios de instalación para la
unidad CHP deben cumplir con los reglamentos relevantes de la misma manera que la ubicación de los
puntos de almacenamiento para aceite nuevo, aceite
usado y, si fuera aplicable, aceite de encendido. Debe
ser posible identificar y eliminar fugas potenciales de
aceite de transmisión o aceite de motor, por ejemplo
[5-14].
5.5.2.4 Reducción del ruido
La fuente más común de ruido en las plantas de biogás es el ruido del tráfico. La frecuencia e intensidad
del ruido generado depende mucho de la disposición
general de la planta y de los materiales de insumo utilizados. En la mayoría de plantas de biogás agrícola, el
ruido del tráfico se relaciona con la entrega de sustratos (transporte, almacenamiento y sistema de medición) por un periodo de 1-2 horas casi todos los días.
Es de esperar un volumen mayor de tráfico y, por
tanto, de ruido durante la cosecha y cuando se está
trayendo los sustratos, así como cuando se están sacando los residuos de la fermentación.
Otras máquinas ruidosas, por ejemplo las que se
operan con gas en una unidad de CHP, se instalan
normalmente en áreas cerradas a prueba de ruidos.
Las normas sobre emisiones de ruido se encuentran
en la versión vigente de las Instrucciones Técnicas sobre la Reducción del Ruido (TA-Lärm).
5.6 Notas sobre la optimización de la
planta
El objetivo de la optimización es ajustar el estado actual de un proceso respecto de cierta propiedad a través de la variación selectiva de factores influyentes de
manera que se logre un estado objetivo definido (el
óptimo).
En términos generales, la operación de una planta
de biogás puede optimizarse en tres áreas: técnica,
económica y ambiental (Figura 5.8). Estas áreas no se
pueden optimizar independientemente. Por el contrario, se influyen mutuamente. Adicionalmente, cuando
se trata de resolver un problema de optimización, no
debe asumirse que habrá una solución única sino más
bien debería esperarse que haya muchas soluciones
diferentes.
Las distintas soluciones posibles pueden entonces
compararse entre sí a partir de criterios de evaluación.
Los criterios utilizados para la evaluación pueden incluir, por ejemplo, costos, rendimiento de gas, o minimización de los impactos ambientales. Dependiendo
del objetivo, los criterios de evaluación tienen entonces que sopesarse de tal manera que pueda realizarse
una evaluación final y se pueda tomar una decisión
sobre el curso a seguir.
En la práctica, cada operador responsable de una
planta de biogás debería tener como objetivo lograr el
óptimo general que se pueda alcanzar dadas las condiciones generales presentes, incluyendo las relevantes específicamente a una planta dada. Si las condiciones cambian, el operador debe evaluar si las metas
anterior pueden mantenerse o tienen que modificarse.
Una pre-condición para la optimización es que el
estado real y el estado meta estén definidos. La definición del estado real se logra recolectando datos apropiados en el curso de la operación de la planta. Si se
desea reducir el propio consumo de energía de la
planta, por ejemplo, el operador tiene que averiguar
qué componentes contribuyen al consumo de energía
y qué cantidades se consumen. El estado meta puede
definirse usando datos de planeamiento, datos de desempeño comparable para las tecnologías utilizadas en
la planta, publicaciones sobre el estado de la cuestión,
información de otros operadores (por ejemplo, foros,
debates de expertos, etc.) o informes redactados por
expertos independientes.
Una vez que se ha definido los estados real y meta,
los siguientes pasos son definir los valores meta específicos, poner en práctica medidas para lograr esas
metas y posteriormente validar las medidas para asegurar que se logre las metas y se determine las consecuencias posibles para otras áreas de la planta.
En muchas plantas la adquisición y documentación de datos relevantes del proceso en particular no
es siempre fácil, de manera que a menudo no es posible hacer un análisis apropiado de la situación real.
Por lo tanto, se cuenta sólo con datos limitados para
generar valores comparativos. Los programas alemanes de medición del biogás [5-38] han compilado
datos generales sobre estos procesos, y la KTBL (Asociación para la Tecnología y Estructuras en la Agricul117
tura) también publica datos sobre indicadores clave
de desempeño para la operación de plantas de biogás.
El Lineamiento 4631 de VDI, Criterios de calidad
para plantas de biogás, enumera los KPI (Indicadores
Clave de Desempeño, en inglés) para la evaluación del
proceso. También incluye extensas listas de verificación
que son útiles para la adquisición de datos.
A continuación se explica una selección de los parámetros que pueden utilizarse para evaluar y posteriormente optimizar una planta de biogás.
Figura 5.8: Optimizaciones posibles
Cuando se administra la planta, una regla general
es que las condiciones operativas se mantengan constantes, siempre que sea posible. Ésta es la única manera en que se puede definir un estado real significativo. Si se introduce un cambio conceptual en la
planta, se debe adaptar de manera correspondiente
las metas del proceso.
5.6.1
Optimización técnica
La optimización de los procedimientos técnicos en
una planta de biogás tiene como objetivo elevar la disponibilidad de la tecnología, en otras palabras, minimizar los tiempos de parada y asegurar un manejo sin
tropiezos del proceso.
Este objetivo también tiene consecuencias indirectas para la economía de la planta, por supuesto, porque la planta sólo puede satisfacer su meta de desempeño si logra una alta tasa de utilización de la
capacidad. Por otro lado, un alto nivel de insumo tecnológico aumenta los costos, de manera que debe realizarse un análisis costo-beneficio en el contexto de la
optimización económica.
Como regla general, para evaluar la disponibilidad
de la planta en su conjunto tiene sentido registrar y
documentar las horas operativas y las horas de carga
completa. Si además de eso se documenta los tiempos
118
de parada y las causas asociadas a los desperfectos
junto con las horas trabajadas y el costo financiero de
corregir los desperfectos, se puede identificar los puntos débiles del proceso.
En términos muy generales, la disponibilidad de
facilidades técnicas puede incrementarse adoptando
el siguiente régimen:
- Respetar los intervalos de mantenimiento.
- Realizar mantenimiento predictivo.
- Instalar equipo de medición para detectar perturbaciones.
- Almacenar repuestos importantes.
- Asegurar que el servicio del fabricante o de los talleres regionales esté disponible apenas se necesita.
- Utilizar un diseño redundante para los componentes
cruciales.
- Utilizar tecnologías y materiales de poco desgaste.
Usar tecnología que esté permanentemente operativa,
como pre-requisito para un proceso de descomposición estable. Si ocurren interrupciones de suministro
de energía durante la carga del digestor o durante el
mezclado, se afecta directamente el proceso biológico.
Para más detalle sobre la optimización del proceso
biológico, ver el Capítulo 2 y las secciones relevantes
de este capítulo.
5.6.2
Análisis de la eficiencia de la planta en
conjunto (utilización del sustrato según
flujos de energía)
Si la planta está operando con alta tasa de utilización
de capacidad, en ciertas circunstancias se puede incrementar la eficiencia observando la demanda de energía de la planta e investigar si es posible reducir cualquier pérdida de energía. Es lógico al respecto
considerar la planta en conjunto para identificar los
flujos de energía clave y los puntos débiles. Se debe
tomar en consideración las siguientes áreas:
- Suministro del sustrato (cantidad y calidad del sustrato, calidad del ensilado, alimentación del sustrato)
- Pérdida del ensilado (calidad del ensilado, tasa
de alimentación, tamaño de las superficies de
corte, agua de filtraciones)
- Biología del proceso (intervalos de alimentación,
grado de degradación logrado, tasa y composición
específica de producción de biogás, estabilidad de
la planta, composición del sustrato, concentraciones
de ácidos)
- Utilización del gas (eficiencia de la unidad de CHP
(eléctrica y térmica), slip de metano, configuraciones del motor, intervalos de mantenimiento)
- Residuo de fermentación (potencial de gas residual
del residuo de fermentación, utilización del residuo
de fermentación)
- Pérdidas de metano (emisiones por fugas)
- Carga de trabajo para la operación de la planta y resolución de problemas, tiempo de para
- Consumo de energía in situ
• Registro regular de lecturas del medidor (consumo de energía, tiempos de funcionamiento)
• Demarcación clara entre fuentes de consumo de
energía (por ejemplo, agitadores, sistema de
carga, unidad de CHP, etc.)
• Ajuste de sistemas de agitadores, tiempos de funcionamiento de agitadores e intensidad de agitación de acuerdo con las condiciones
• No permitir el bombeo de cantidades innecesarias
• Tecnologías eficientes y económicas de tratamiento y carga del sustrato
- Concepto de recuperación del calor
Debe recordarse siempre que cada planta de biogás es
un sistema que consta de un gran número de componentes individuales que se tienen que sintonizar entre
sí. Por lo tanto, se debe tratar desde la fase de planificación de asegurar que la cadena funcione como un
todo unificado: la compra de componentes individuales que funcionan no necesariamente produce una
planta de biogás que funcione.
A menudo se ve en la práctica que en algún momento de la cadena del proceso surge un cuello de botella que restringe el desempeño y, con ello, la eficiencia económica de los componentes de la planta
corriente abajo. Quizás, por ejemplo, sea el caso que la
producción de gas no utilice toda la capacidad de la
unidad de CHP, pero si se da un paso como el cambiar
la mezcla del sustrato o mejorar la utilización de la capacidad en la etapa del segundo digestor, sería posible lograr el nivel requerido de producción de gas.
Adicionalmente, al equilibrar los flujos de energía
y, por lo tanto, alcanzar el equilibrio de los flujos de
materiales también es un medio apropiado de descubrir deficiencias en la operación de la planta.
5.6.3
Optimización económica
La optimización económica tiene por fin reducir costos e incrementar rendimientos. Como la optimización técnica, la optimización económica puede aplicarse a todos los sub-procesos. En este caso también,
el primer paso es identificar los factores de costo sustanciales de modo que se pueda reducir los costos relacionados de manera correspondiente.
Las variables específicas como los costos de generación de electricidad (por ejemplo, en €/kWh) o los
costos de inversión específicos (en €kWel inst.) sirven
de base para una guía inicial del desempeño de la
planta en conjunto. Existen estudios comparativos al
respecto (por ejemplo, el programa de medición del
biogás, [5-38]), lo que permite adecuar el desempeño
general económico de la planta. Para conducir un estudio a fondo es aconsejable analizar y comparar los
siguientes datos económicos:
- Costos operativos
• Costos de personal
• Costos de mantenimiento
• Costos de reparación
• Costos de energía
• Costo de actualización
- Costos de inversión (depreciación), repago, interés
- Costos del sustrato (según calidad y cantidad del
sustrato)
- Ingresos por electricidad y calor
generados
- Ingresos por sustratos
- Ingresos por residuos de fermentación / fertilizantes
5.6.4
Minimización de impactos ambientales
La minimización de impactos ambientales tiene como
objetivo reducir los efectos de la planta sobre el medio
ambiente. Es necesario considerar la liberación de
contaminantes al aire, agua y suelo.
- Agua de filtraciones (recolección y utilización del
agua de filtración de ensilaje, escorrentía de las
áreas de almacenamiento)
- Emisiones de metano de la plantas de biogás (proporcionar tanque de almacenamiento del digestato
con cubierta de a prueba de la fuga de gas, identificar fugas, slip de utilización del gas, configuración
del motor, trabajo de mantenimiento)
- Formaldehído, NOx, óxidos de azufre, monóxido de
carbono (unidad de CHP solamente, configuraciones del motor, tratamiento del gas residual)
- Emisiones de olores (instalaciones de carga, almacenamiento y tanque de digestato cubiertas, , residuos
de fermentación separados)
- Emisiones de ruido
- Luego de la aplicación de residuos de fermentación:
emisiones de amoníaco, emisiones de óxido nitroso
(técnicas de aplicación e incorporación de los residuos).
Las emisiones no controladas de agua de filtraciones
de ensilaje, metano y amoníaco no solamente tienen
119
un impacto negativo en el medio ambiente sino que
también significan pérdidas en términos de la eficiencia de la planta en conjunto. En este sentido, las medidas estructurales u operativas para reducir las emisiones pueden ciertamente traer ventajas económicas,
como por ejemplo, una tapa a prueba de fuga de gases
para un tanque de almacenamiento de digestato).
Como regla general, debe inspeccionarse regularmente la planta respecto de posibles emisiones. Además de las consideraciones ambientales y económicas,
a menudo también es necesario tomar en cuenta igualmente los asuntos de seguridad.
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Procesamiento del
gas y opciones
de utilización
Actualmente, el uso más común del biogás en Alemania es para convertir el gas crudo producido localmente en electricidad en su lugar de origen. En la mayoría de casos, esto involucra el uso de un motor de
combustión interna para impulsar un generador el
cual, a su vez, produce electricidad. También es posible utilizar biogás en micro-turbinas de gas, celdas de
combustible y motores Stirling. Estas tecnologías también sirven principalmente al propósito de convertir el
biogás en electricidad, pero hasta la fecha rara vez se
han puesto en práctica. Otro uso posible del biogás involucra la recuperación de energía térmica en quemadores apropiados o en calderos de calefacción.
Adicionalmente, en años recientes, la opción de
tratar el biogás para alimentar la red de gas natural se
ha popularizado. En agosto de 2010, había ya 38 plantas que alimentan bio-metano tratado a la red de gas
natural [6-9]. Se implementará muchos otros proyectos en los años venideros. En ese sentido, vale la pena
mencionar las ambiciosas metas fijadas por el gobierno alemán, que demanda que se sustituya seis mil
millones de metros cúbicos de gas natural con biogás
cada año para alrededor del año 2020. Como alternativa a la alimentación a la red, también es posible usar
directamente el bio-metano como combustible, a pesar de que se ha hecho a poca escala en Alemania
hasta el momento.
En general, no es posible hacer uso directo del gas
crudo obtenido de una planta de biogás debido a los
distintos constituyentes específicos del biogás, como
el sulfuro de hidrógeno. Por esta razón, el biogás se
pasa a través de varias etapas de purificación, diferentes combinaciones de las cuales son un pre-requisito
para las opciones de utilización mencionadas al inicio
de este capítulo.
122
6
6.1 Purificación y procesamiento del
gas
El biogás crudo está saturado con vapor de agua y
además del metano (CH4) y del dióxido de carbono
(CO2) también contiene cantidades significativas de
sulfuro de hidrógeno (H2S), y otros.
El sulfuro de hidrógeno es tóxico y tiene un olor
desagradable de huevos podridos. El sulfuro de hidrógeno y el vapor de agua del biogás se combinan
formando ácido sulfúrico. Los ácidos corroen los motores en que se utiliza biogás, así como los componentes corriente arriba y corriente abajo del motor (tuberías de gas, sistema de escape de gas, etc.). Los
componentes con azufre también disminuyen el desempeño de las etapas de purificación corriente abajo
(remoción del CO2 ).
Por estas razones, el biogás que se obtiene de las
plantas de biogás agrícola es normalmente desulfurado y secado. Sin embargo, dependiendo de las sustancias acompañantes contenidas en el biogás o de la
tecnología de utilización elegida (por ejemplo, uso
como sustituto para el gas natural), puede ser necesario un mayor tratamiento o procesamiento del gas.
Los fabricantes de unidades de CHP prescriben propiedades mínimas de los gases combustibles que se
pueden utilizar. Idénticas consideraciones se aplican
al uso del biogás. Las propiedades del gas combustible requeridas deben cumplirse para evitar un mantenimiento demasiado frecuente y para no dañar los
motores.
6.1.1 Desulfuración
Se utiliza varios métodos de desulfuración. Se puede
establecer una distinción entre desulfuración biológica, química y física así como entre desulfuración
gruesa y fina dependiendo de la aplicación. El método
o combinación de métodos utilizados dependerá de
Procesamiento del gas y opciones de utilización
Tabla 6.1: Vista de conjunto de los métodos de desulfuración [6-32]
Demanda de energía
Método
Consumibles
Inyección de
aire
Pureza
en ppmv
¿Se cumple
con
DVGW? a
Problemas
Elemento
Poder
térmico
Consumo
Disposición
++
o
++
++
Sí
50 - 2.000
No
Control impreciso del
proceso
Desulfuración
biológica externa
-
o
+
+
Sí
50 - 100
No
Control impreciso del
proceso
Bio-limpiador
-
o
-
+
No
50 - 100
No
Alto costo y complejidad del proceso
Precipitación del sulfuro
o
o
--
o
No
50 - 500
No
Proceso lento
Desulfuración química interna
o
o
--
--
Sí
1 - 100
No
Disminuye enormemente el efecto de la purificación
Carbono activado
o
o
--
-
Sí
<5
Sí
Grandes volúmenes de
disposición
Desulfuración biológica en el digestor
a. De acuerdo con el Código de Práctica DVGW G 260
++ particularmente ventajoso, + ventajoso, o neutro, - desventajoso, -- particularmente desventajoso
Tabla 6.2: Valores característicos y parámetros del proceso para la desulfuración biológica en el digestor
• Suministro de aire 3-6 vol. % del volumen de biogás liberado
Conveniencia
• Todos los digestores poseen suficiente espacio de gas por encima del digestor.
• No tiene sentido en la alimentación posterior a la red de gas natural.
Ventajas
+
+
+
+
Es muy económico.
No se requiere uso de productos químicos.
El costo de mantenimiento es bajo y la tecnología, confiable.
El azufre vuelve a caer al digestato y se puede, por tanto, aplicar al campo como fertilizante.
Desventajas
-
No hay relación con la cantidad de sulfuro de hidrógeno que se libera en realidad.
Es imposible la optimización selectiva de la remoción del sulfuro de hidrógeno.
Es posible la interferencia y oxidación del metano por introducción del oxígeno.
Las variaciones en el día, la noche y estacionales en la temperatura del espacio puede tener un efecto
adverso en el desempeño de la desulfuración.
No es posible responder a fluctuaciones en la cantidad de gas liberado.
Corrosión en el digestor y riesgo de formación de mezclas de gas explosivas.
No es conveniente para mejorar la calidad del gas natural.
Reducción del valor calorífico / valor de calefacción
Características
especiales
• Se deberían disponer o crear adicionalmente superficies de crecimiento para las bacterias de azufre porque
el área de la superficie existente usualmente no basta para la desulfuración.
• Se puede optimizar controlando la entrada de oxígeno al reactor y mediante medición continua del sulfuro
de hidrógeno.
Diseños
• Mini compresor o bomba de acuario con válvula de control corriente abajo e indicador de flujo para el
control manual del flujo de gas
Mantenimiento
• Casi no es necesario.
cómo se debe utilizar posteriormente el biogás. La
Tabla 6.1 muestra una vista de conjunto comparativa
de los métodos en consideración.
Aparte de la composición del gas, el factor clave es
sobre todo la tasa de flujo del biogás a través de la
planta de desulfuración. Ésta puede fluctuar considerablemente, dependiendo de cómo se maneje el proceso. Luego de que se ha cargado sustrato fresco al digestor y durante la operación de los agitadores se
puede observar particularmente altas tasas de libera123
ción temporal de biogás y las consecuentes altas tasas
de flujo. Es posible que las tasas de flujo de corto
plazo estén 50% por encima del promedio. Para asegurar una desulfuración confiable, es común instalar
unidades de desulfuración más grandes o combinar
distintas técnicas.
6.1.1.1 Desulfuración biológica en el digestor
A menudo se realiza la desulfuración biológica en el
digestor aunque también son concebibles procesos corriente abajo. En presencia de oxígeno, la bacteria Sulfobacter oxydans convierte el sulfuro de hidrógeno en
sulfuro elemental, el cual posteriormente se descarga
desde el reactor al digestato. El proceso de conversión
requiere nutrientes, cantidades adecuadas de los cuales se encuentran en el digestor. Como las bacterias están omnipresentes, no se necesita añadirlas especialmente. El oxígeno necesario es proporcionado por aire
que se inyecta al digestor, por ejemplo utilizando un
mini compresor (por ejemplo, una bomba de acuario).
La calidad obtenida de esta manera es usualmente suficiente para la combustión del gas desulfurado en
una unidad combinada de calor y energía. Sólo
cuando hay variaciones considerables de concentración en el gas crudo es posible que ocurran concentraciones importantes de azufre, lo cual puede tener consecuencias adversas para la unidad de CHP. Por otro
lado, este método no alcanzar la calidad de gas natural ya que es difícil eliminar la concentraciones más
elevadas de nitrógeno y oxígeno, que empeoran las
propiedades de combustión del gas. Los valores característicos de la desulfuración biológica en el digestor
se muestran en la Tabla 6.2. La Figura 6.1 presenta un
ejemplo de una instalación.
6.1.1.2 Desulfuración biológica en reactores externos
- proceso de filtración por goteo
Para evitar las desventajas mencionadas anteriormente, la desulfuración biológica también puede realizarse fuera del digestor utilizando el proceso de filtrado por goteo. Algunas compañías ofrecen
columnas de desulfuración biológica para este propósito que se disponen en tanques separados. Esto hace
posible cumplir con mayor exactitud con los parámetros necesarios para la desulfuración, como el suministro de aire / oxígeno. Para incrementar el efecto fertilizante del sustrato digerido, el azufre residual
puede volver a añadirse al sustrato digerido en el tan-
124
Figura 6.1: Sistemas de control del gas por inyección de aire
en el espacio de gas del digestor [DBFZ]
El proceso de filtración por goteo en el que se absorbe el sulfuro de hidrógeno con ayuda de un medio
de limpieza (regeneración de la solución por mezcla
de oxigeno atmosférico), puede alcanzar tasas de remoción de hasta 99%, lo cual puede resultar en concentraciones de gas residual de menos de 50 ppm de
azufre [6-24]. Debido a la gran cantidad de aire introducido, aproximadamente 6%, este método no es conveniente para el procesamiento de bio-metano [6-5].
6.1.1.3 Limpieza bioquímica del gas - bio-limpiadores
En contraste con el proceso de filtrado por goteo y con
la desulfuración interna, la bio-limpieza es el único
proceso biológico que puede utilizarse para mejorar el
biogás hasta la calidad de gas natural. El proceso de
dos etapas consiste de una torre de relleno (absorción
de H2S por medio de una solución de soda cáustica diluida), un bio-reactor (regeneración de la solución de
limpieza con oxígeno atmosférico) y un separador de
azufre (descarga de azufre elemental). La regeneración separada significa que no se introduce aire al biogás. Aunque se puede eliminar las cargas muy altas
de azufre (hasta 30.000 mg/m3), con resultados similares a los de un sistema de filtración por goteo, esta tecnología es sólo conveniente para plantas con altos flujos de gas o altas cargas de H2S debido al gran costo
del equipamiento. La Tabla 6.4 muestra las características.
Tabla 6.3: Valores característicos y parámetros del proceso para las unidades externas de desulfuración biológica
• Es posible una eficiencia de remoción de por encima de 99% (por ejemplo, desde 6.000 ppm hasta
< 50 ppm).
• Disponible para todos los tamaños de plantas de biogás.
Conveniencia
• Es conveniente con todos los sistemas de producción de biogás.
• La desulfuración es gruesa.
• La torre filtración por goteo no es conveniente para la alimentación.
Ventajas
+ Se puede ajustar el tamaño de acuerdo con la cantidad de sulfuro de hidrógeno que se libera en realidad.
+ Se puede lograr una optimización automatizada selectiva del sulfuro de hidrógeno por la gestión de los
nutrientes, el suministro de aire y la temperatura.
+ No hay interferencia con el proceso a través de la introducción de oxígeno al digestor (ya que el aire se
introduce fuera del digestor).
+ No se requiere uso de productos químicos.
+ Se puede re-acondicionar la tecnología.
+ Si la unidad es suficientemente grande, las fluctuaciones de gas de corto plazo no tienen impacto negativo
en la calidad del gas.
Desventajas
- Es necesario una unidad adicional con costos asociados (el óptimo térmico de unidad de filtración por goteo
es de 28–32 °C).
- Requiere mantenimiento adicional (suministro de nutrientes).
- Posee unidades de filtración por goteo con excesiva introducción de aire al biogás.
Características
especiales
• Posee unidades de desulfuración externas.
Diseños
• Torres, tanques o contenedores hechos de plástico o acero, independientes, rellenos con medio de filtrado, a
veces con lavado a contra corriente de emulsión de microorganismos (proceso de filtrado por goteo)
Mantenimiento
• En algunos casos, se tiene que volver a llenar las emulsiones de microorganismos en largos intervalos o los
medios de filtrado requieren reemplazo de largo plazo.
en el sustrato de digestión, impidiendo por lo tanto
que se libere azufre como sulfuro de hidrógeno. Dadas las características listada en la Tabla 6.5, este método es conveniente principalmente para las plantas
de biogás relativamente pequeñas o para plantas con
baja carga de H2S (< 500 ppm) [6-35].
6.1.1.5 Adsorción en carbono activado
Figura 6.2: Torres externas de desulfuración biológica, a la
derecha de un contenedor de gas [S&H GmbH & Co.
Umweltengineering KG].
6.1.1.4 Precipitación del sulfuro
Esta forma de desulfuración química ocurre en el digestor. Como los métodos de desulfuración biológica,
se usa para una desulfuración gruesa (se puede lograr valores de H2S entre 100 y 150 ppm [6-35]). La
adición de compuestos de hierro (dados en la
Tabla 6.5) al digestor enlaza químicamente el azufre
La adsorción en carbono activado, que se utiliza como
una técnica de desulfuración fina, se basa en la oxidación catalítica del sulfuro de hidrógeno en la superficie
del carbono activado. La tasa de reacción puede mejorarse y se puede incrementar la capacidad de carga impregnando o dosificando el carbono activado. Puede
utilizarse yoduro de potasio o carbonato de potasio
como material de impregnación. La desulfuración adecuada requiere la presencia de vapor de agua y oxígeno.
Por lo tanto, el carbono impregnado activado no es conveniente para usarlo con gases sin aire. Sin embargo, el
carbono activado dosificado (permanganato de potasio)
que ha aparecido recientemente en el mercado puede
utilizarse también para biogases libre de gases. Esto
también mejora el desempeño de la desulfuración porque no hay bloqueo de los microporos [6-35].
125
Tabla 6.4: Valores característicos y parámetros del proceso para los limpiadores bioquímicos de gases externos
• Se puede utilizar con solución de soda cáustica o hidróxido de hierro.
• Sistemas disponibles para flujos de gas entre 10 y 1.200 Nm3/h
• Dependiendo de cómo el volumen de gas crudo y el tamaño de la planta correspondan entre sí, se puede
lograr grados muy altos de purificación, por encima del 95%
Conveniencia
• Es conveniente con todos los sistemas de producción de biogás.
• Presenta desulfuración gruesa.
Ventajas
+ Se puede ajustar el tamaño de acuerdo con la cantidad de sulfuro de hidrógeno que se libera en realidad.
+ Se puede lograr una optimización automatizada selectiva del sulfuro de hidrógeno por la gestión de
soluciones de limpieza y la temperatura.
+ No hay efecto negativo en el proceso como resultado de la introducción de oxígeno.
+ Se debe evitar la corrosión seria de los componentes en el espacio del gas del digestor (en comparación con
la desulfuración biológica interna).
Desventajas
-
Características
especiales
• Aunque puede disponerse de la solución utilizada en una planta de tratamiento de aguas servidas, no hay
problemas desde un punto de vista químico (se aplica sólo a la solución de soda cáustica).
• Se requiere una unidad de desulfuración externa.
Diseños
• Como torres o tanques hechos de plástico, independientes, rellenos con medios filtrantes, con solución de
lavado contra-corriente
Mantenimiento
• Los productos químicos necesitan rellenarse a intervalos prolongados.
• El hidrógeno de hierro puede regenerarse repetidamente por aireación con el aire del ambiente, aunque la
alta liberación de calor puede causar ignición.
Se necesita equipo adicional con costos asociados (solución de soda cáustica, agua dulce).
Se requiere productos químicos.
Se necesita agua dulce adicional para la dilución de la solución (no se necesita con hidróxido de hierro).
Se requiere mantenimiento adicional.
Tabla 6.5: Valores característicos y parámetros del proceso para la desulfuración química interna, según [6-13]
• Las sustancias químicas utilizadas para la remoción puede ser sales de hierro (cloruro de hierro(III), cloruro
de hierro(II), sulfato de hierro(II)) en forma sólida o líquida; también es conveniente usar mineral de hierro
perhidratado.
• Valor guía de acuerdo con [6-20]: además de 33 g Fe por m3
Conveniencia
• Es conveniente con todos los sistemas de digestión húmeda.
• La desulfuración es gruesa.
Ventajas
+
+
+
+
+
+
Desventajas
- Es difícil de hacer coincidir las dimensiones con el contenido de azufre del material de alimentación (a
menudo es necesaria la sobre-dosificación).
- Los costos de funcionamiento por consumo permanente de productos químicos son mayores.
- Se requiere mayor inversión debido a mayores medidas de seguridad.
Características
especiales
• La desulfuración química en el digestor se utiliza a veces cuando no basta la desulfuración biológica en el
espacio de gas del digestor.
• El sulfuro de hierro resultante puede causar un fuerte aumento de la concentración de hierro en el suelo
luego de su aplicación a los campos.
Diseños
• Dosificación manual o automática por equipo de transporte adicional de pequeña escala
• Introducción como solución o en forma de bolillas (pellets) y granos
Mantenimiento
• Requiere poco o ningún mantenimiento.
126
Posee muy buenas tasas de remoción.
No se requiere ninguna unidad adicional para la desulfuración.
No se requiere mantenimiento adicional.
Se puede dosificar las sustancias relativas a la masa del material de alimentación.
No hay efecto negativo en el proceso como resultado de la introducción de oxígeno.
Se debe evitar la corrosión seria de los componentes en el espacio del gas del digestor (en comparación con
+ Las fluctuaciones en la tasa de liberación de gas no disminuyen la calidad del biogás.
+ Este método con desulfuración fina corriente abajo es conveniente para alimentar biogás a la red.
Tabla 6.6: Valores característicos para la desulfuración por medio de carbono activado
• Uso de carbono activado impregnado (yoduro de potasio, carbonato de potasio) o dosificado
(permanganato de potasio).
Conveniencia
• Es conveniente para todos los sistemas de producción de biogás.
• Es conveniente para desulfuración fina con cargas de 150 a 300 ppm.
Ventajas
+ Posee muy buenas tasas de remoción (< 4 ppm es posible [6-25]).
+ La inversión es moderada.
+ No hay impacto negativo en el proceso como resultado de añadir oxígeno en el caso del carbono activado
dosificado.
+ Se debe evitar la corrosión seria de los componentes en el espacio del gas del digestor (en comparación con
+ Es un método conveniente para la alimentación del biogás en la red.
Desventajas
- No conviene para biogás libre de oxígeno y libres de vapor de agua (excepto: carbono activado
impregnado).
- Ocasiona altos costos operativos debido a la regeneración costosa (vapor a temperaturas por encima de
450 °C [6-4])
- Presenta disposición del carbono activado.
- No es posible el uso del azufre seleccionado.
Características
especiales
• Se utiliza la desulfuración con carbono activado cuando se requiere gases especialmente bajos en azufre.
Diseños
• Torres de plástico o acero inoxidables, independientes, rellenas con carbono activado
Mantenimiento
• Se requiere reemplazo periódico del carbono activado.
6.1.2 Secado
Para que la utilización de gas se mantenga o desparezca, y para cumplir con los requisitos de las etapas
de purificación corriente abajo, se debe eliminar el vapor de agua del biogás. La cantidad de agua o de vapor de agua que puede contener el biogás depende de
la temperatura del gas. La humedad relativa del biogás en el digestor es 100%, lo cual significa que el gas
se satura con vapor de agua. Los métodos que se consideran para el secado del biogás son el secado por
condensación, el secado por absorción (con gel de sílice, carbono activado) y el secado por adsorción (deshidratación por glicol). Estos métodos se explican brevemente a continuación.
6.1.2.1 Secado por condensación
El principio de este método se basa en la separación del
condensado enfriando el biogás hasta por debajo del
punto de rocío. El biogás se enfría a menudo en la tubería de gas. Si se instala la tubería de gas con una gradiente apropiada, el condensado se recolecta en un separador de condensado colocado en el punto más bajo
de la tubería de gas. Si se entierra el tubo de gas, el
efecto de enfriamiento es mayor. Para que el biogás se
enfríe en el tubo de gas, sin embargo, el tubo tiene que
ser suficientemente largo para permitir un enfriamiento suficiente. Además de vapor de agua, también
se elimina algunos otros elementos no deseados, como
los gases solubles en agua y los aerosoles del biogás,
junto con el condensado. Los separados del condensado deben drenarse a intervalos regulares por lo que
deben ser de fácil acceso. Es esencial evitar que los separadores de condensado se congelen instalándolos en
un lugar protegido del posible congelamiento. Se
puede obtener enfriamiento adicional mediante transferencia de frío por agua fría. De acuerdo con [6-35],
este método puede utilizarse para lograr puntos de rocío de 3 a 5 °C, lo que permite que se reduzca el contenido de vapor de agua hasta 0,15 vol. % (concentración
inicial: 3,1 vol. %, 30 °C, presión ambiental). La compresión previa del gas puede mejorar aún más estos
efectos. Este método es considerado como el más avanzado para la ulterior combustión del gas. Sin embargo,
cumple sólo parcialmente con los requisitos de alimentación a la red de gas debido a que no satisface los requisitos de los Códigos de Práctica G260 y G262 de
DVGW. Las técnicas de purificación adsortivas corriente abajo (adsorción de variación de presión, métodos de desulfuración adsortiva) pueden remediar este
problema, a pesar de [6-35]. El secado de la condensación es conveniente para todas las tasas de flujo.
127
Tabla 6.7: Comparación de métodos de enriquecimiento de metano [6-5], [6-35]
Método
Modo de acción / características
Concentración conseguible de CH4
Comentarios
Alternancia de adsorción y desorción física por cambios en la
presión
> 97%
En gran cantidad de proyectos implementados. Se requiere desulfuración previa y secado, poco alcance del
sistema de regulación, mucha energía eléctrica, sin requerimientos de calor, “slip” de metano elevado y no
utilización de productos químicos de proceso.
Limpieza con agua Adsorción física con agua como
solvente; regeneración por reducción de presión.
> 98%
En gran cantidad de proyectos implementados. No se
requiere desulfuración previa y secado corriente arriba,
adaptación flexible a la tasa de flujo de gas, mucha energía eléctrica, sin requerimientos de calor, “slip” de metano alto y no utilización de productos químicos de
proceso.
Limpieza con aminas
Adsorción química utilizando
licores de limpieza (aminas), regeneración con vapor de H2O
> 99%
En algunos proyectos implementados. Para tasas bajas
de flujo de gas, bajo requerimiento de energía de eléctrica (proceso sin presión), muy altos requerimientos de
calor, "slip" de metano mínimo, altos requerimientos de
agentes de limpieza.
Limpieza con Genosorb
Similar a la limpieza con agua
pero utilizando Genosorb o (Selexol) como solvente.
> 96%
En pocos proyectos implementados. Aconsejable para
plantas grandes en base a factores económicos, no se requiere desulfuración y secado corriente arriba, adaptación flexible a la tasa de flujo de gas, requerimientos de
energía eléctrica muy altos, bajos requerimientos de calor, "slip" de metano alto.
Métodos de separación por membrana
Con membranas de poros: gradiente de presión para la separación de gas, de otro modo
tasa de difusión de gases.
> 96%
En pocos proyectos implementados. Se requiere desulfuración previa y secado, altos requerimientos de energía eléctrica, sin requerimientos de calor, "slip" de
metano alto, sin productos químicos de proceso.
Métodos
criogénicos
Licuefacción del gas por rectificación, separación a baja temperatura.
> 98%
En situación de planta piloto. Se requiere desulfuración
y secado previos, altos requerimientos de energía eléctrica, muy bajo "slip" de metano, sin productos químicos de proceso.
Adsorción de variación de presión
(PSA)
6.1.2.2 Secado de adsorción
Se puede lograr resultados de secado significativamente mejores con procesos de adsorción, que funcionan sobre la base de zeolitos, geles de sílice u óxido de
aluminio. En este caso son posibles puntos de rocío a
-90 °C [6-22]. Los adsorbedores, que se instalan en una
cama fija, se operan alternativamente a presión ambiental y de 6 a 10 bar, y son convenientes para tasas
de flujo pequeñas o medianas [6-35]. Los materiales
adsorberdores se pueden regenerar por generación
con o sin calor. En [6-22] o [6-35] se puede encontrar
información más detallada sobre la regeneración. Gracias a los resultados obtenibles, este método es conveniente para todos los posibles usos.
6.1.2.3 Secado de adsorción
La deshidratación de glicol es una técnica utilizada en
el procesamiento del gas natural. Es un proceso adsor128
bente, y por lo tanto físico, para la inyección contra-flujo de glicol o glicol trietileno en el biogás en una
torre absorbedora. Esto permite eliminar el vapor de
agua y los hidrocarburos superiores del biogás crudo.
En el caso de limpieza con glicol, la regeneración se
lleva a cabo calentando la solución de limpieza a
200 °C, lo que hace que las impurezas se evaporen
[6-37]. En la literatura [6-30] se señala que se puede alcanzar un punto de rocío de -100 °C . Desde un punto
de vista económico, este método es conveniente para
tasas de flujo relativamente altas (500 m3/h) [6-5], lo
que hace que la alimentación de biogás sea la principal opción de utilización ulterior.
6.1.3 Remoción del dióxido de carbono
La remoción del dióxido de carbono es una etapa necesaria del procesamiento, sobre todo cuando el gas
producto se alimentará ulteriormente a la red. La mayor concentración de metano hace posible ajustar las
propiedades de combustión a los valores requeridos
en el Código de Práctica de DVGW. Desde 2006 operan en Alemania 38 plantas que alimentan biogás procesado a la red de gas natural. Tanto en Alemania
como en otros países europeos, los métodos de procesamiento más comúnmente utilizados son la limpieza
de agua y la adsorción por variación de la presión, seguidos de la limpieza química. Los factores que determinan la elección del método son las propiedades del
gas, la calidad conseguible del gas producido, las pérdidas de metano y, finalmente, los costos de procesamiento, todos los cuales pueden variar dependiendo
de las circunstancias locales. Las características clave
de los métodos de procesamiento se resumen en la Tabla 6.7 y se explican en más detalle con las secciones
siguientes.
6.1.3.1 Adsorción de variación de presión (PSA)
La adsorción de variación de presión (PSA) es una técnica que utiliza carbono activado, tamices moleculares
(zeolitos) y tamices moleculares de carbono para la separación física de los gases. Este método se considera
de avanzada y se aplica frecuentemente. Se ha ejecutado muchos proyectos con esta tecnología hasta la fecha, especialmente en Alemania. Dependiendo de la
duración de los cuatro ciclos para la adsorción (es decir, asimilación de vapor de H2O y CO2 a una presión
de aproximadamente 6 a 10 bar), desorción (por alivio
de la presión), evacuación (es decir, desorción adicional por limpieza con gas crudo o gas producto) y acumulación de la presión, en las plantas de procesamiento de biogás se conectan entre cuatro y seis
adsorbedores en paralelo. Esta configuración de
planta logra rendimientos de CH4 de alrededor de
97 vol. %. El rendimiento de metano puede incrementarse a un costo adicional incluyendo ciclos de lavado
adicionales con gas crudo y / o gas producto y re-circulación parcial del gas residual corriente arriba del
compresor. Si se usa el sistema correctamente, la vida
útil de los adsorbentes es casi ilimitada, aunque esto
requiere que el gas crudo esté libre de azufre y seco. Si
no, el agua, el sulfuro de hidrógeno y cualquier otro
componente menor sería adsorbido en los tamices de
carbono molecular y la eficiencia de la separación de
PSA quedaría permanentemente afectada o la separación se podría paralizar completamente. La demanda
total de energía es bastante baja en comparación con
otros métodos, aunque la demanda de energía eléctrica es relativamente alta debido a los cambios constantes de presión. Otra ventaja es que este método es
ideal para capacidades reducidas. La desventaja de
PSA es que, en el presente, existen pérdidas de metano relativamente altas en la corriente de aire de escape (aproximadamente 1-5%). En vista del considerable impacto del metano como gas de efecto
invernadero, se requiere pos-oxidación del aire de escape.
6.1.3.2 Limpieza con agua
La limpieza con agua a elevada alta presión es el método más difundido para el procesamiento del biogás
en Europa (aproximadamente 50% de todas las plantas). Utiliza distintas solubilidades de CH4 y CO2 en
agua. El biogás pre-tratado (es decir, luego de la remoción de cualquier pequeña gota de agua que entre
desde el digestor o por presencia de bruma en el relleno de grava) se comprime primero a 3 bar y en una
etapa posterior a alrededor de 9 bar antes de que fluya
en contra-flujo a través de la torre de adsorción cargada de H2O (reactor de cama de goteo) [6-5]. En la torre, el sulfuro de hidrógeno, el dióxido de carbono y el
amoníaco, así como cualquier material particulado y
microorganismo del gas crudo, se disuelven en el
agua. Estas sustancias son eliminadas del sistema
cuando luego se reduce la presión del agua. Con este
método no es necesaria la desulfuración ni el secado
corriente arriba. Una ventaja adicional del método es
su alto grado de flexibilidad. No solamente se pueden
controlar la presión y la temperatura sino también la
tasa de procesamiento de la planta (ajustable entre 40
% y 100 % de la capacidad nominal) dependiendo de
la concentración de CO2 del gas crudo [6-5]. Otros aspectos positivos son la operación continua y completamente automática, la facilidad de mantenimiento, la
capacidad de procesar gas saturado con humedad
(posible por secado posterior), confiabilidad probada
en el campo, co-absorción de H2S y NH3 y uso de agua
como absorbente (de libre disposición, seguro y de
bajo costo) [6-5]. Las desventajas del método son el
gran requerimiento de potencia y el “slip” de metano
relativamente alto (aproximadamente 1%), lo cual significa que se requiere pos-oxidación.
6.1.3.3 Limpieza química (amina)
La limpieza con amina es un proceso absorción química en que el biogás no presurizado entra en contacto
con un líquido de limpieza y el dióxido de carbono se
transfiere al medio de limpieza. Los medios limpieza
utilizados a menudo para la remoción de CO2 son la
monoetanolamina (MEA) (en procesos de baja presión
y donde la única sustancia por eliminar es el CO2) y
129
Figura 6.3: Planta de tratamiento de biogás (limpieza con Genosorb) en Ronnenberg [Urban, Fraunhofer UMSICHT]
dietanolamina (DEA) (en procesos de alta presión sin
regeneración). Para la separación del CO2 y H2S se utiliza la metildietanolamina (MDEA) o a veces trietanolamina (TEA) [6-5]. Para recuperar el agente de limpieza, se cuenta con una etapa de desorción o
regeneración corriente abajo de la etapa de absorción,
normalmente con vapor de agua. Esto da como resultado una alta demanda de energía térmica, que es la
principal desventaja de este proceso. El mayor potencial para la optimización de esta tecnología, por lo
tanto, reside en la implementación de los conceptos de
calentamiento inteligente. El consumo continuo de
solvente como resultado de la regeneración incompleta es otra desventaja. Por otro lado, la limpieza con
aminas tiene la ventaja de que el gas del producto es
de muy alta calidad (> 99%) y puede obtenerse con un
"slip" de metano muy bajo (< 0,1%). En el pasado, este
proceso ha sido utilizado sólo ocasionalmente en Alemania y Europa, pero ahora en Alemania en particular,
el número de plantas de limpieza con aminas está creciendo. La limpieza con aminas se utiliza principalmente para tasas de flujo bajas y en lugares con fuentes
de calor convenientes.
130
6.1.3.4 Limpieza física (Selexol, Genosorb)
El proceso de Genosorb, que es un desarrollo posterior del proceso de Selexol, funciona de acuerdo con
un principio similar al de la limpieza con agua en alta
presión. En vez del agua, en este caso es una solución
de limpieza (Genosorb) la que se pone en contacto
con el biogás a 7 bar. Además del dióxido de carbono
y el sulfuro de hidrógeno, el proceso también puede
utilizarse para eliminar agua. La limpieza con Genosorb es, por lo tanto, el único método capaz de eliminar las tres impurezas en un solo paso del proceso.
Por razones económicas, sin embargo, tiene sentido
usar biogás desulfurado y seco. La regeneración de la
solución de limpieza se hace a 50 °C por reducción de
la presión por pasos y posterior limpieza con aire ambiente. El calor requerido se obtiene extrayendo el calor residual de la compresión de gas, de acuerdo con
[6-35]. El fabricante cita una cifra de 1 a 2% para el
"slip" de metano, lo cual requiere tratamiento posterior con la ayuda de una etapa de oxidación térmica.
Desde un punto de vista energético, este método
tiene un requerimiento de energía ligeramente más
alto que el de limpieza con agua o el de adsorción por
variación de presión [6-35].
6.1.3.5 Procesos de membranas
La tecnología de membranas es un enfoque relativamente nuevo en el procesamiento de biogás y actualmente está todavía en la etapa de desarrollo, aunque
ya se encuentran en uso algunos sistemas de separación por membranas (por ejemplo, en Austria y
Kisslegg-Rahmhaus). En términos de ingeniería de
procesos, las técnicas de membranas separan metano
y otros componentes del gas haciendo uso de las distintas tasas de difusión de las moléculas de gas de varios tamaños. El metano, que es una molécula relativamente pequeña, se difunde más rápidamente a través
de la mayoría de membranas que el dióxido de carbono o el sulfuro de hidrógeno, por ejemplo. La pureza del gas puede ajustarse eligiendo el tipo de membrana, la superficie de la membrana, la tasa de flujo y
el número de etapas de separación.
6.1.3.6 Separación criogénica
El procesamiento criogénico del gas (es decir, la separación de CH4 y CO2 a baja temperatura) incluye no
sólo la rectificación (licuefacción del gas), en la que se
produce CO2 líquido, sino también separación de baja
temperatura, lo que causa que el CO2 se congele [6-5].
Técnicamente ambos son procesos muy exigentes que
requieren desulfurar y secar el gas previamente. Estos
procesos no han sido intentados y probados en el
campo, especialmente en aplicaciones para biogás. El
problema mayor con el método es la gran cantidad de
energía que exigen. Sin embargo, las calidades de gas
que se pueden lograr (> 99%) y las bajas pérdidas del
metano (< 0,1%) sugieren que valdría la pena un mayor desarrollo.
6.1.4 Remoción del oxígeno
Eliminar el oxígeno del biogás crudo puede ser importante cuando se debe alimentar bio-metano a la
red de gas natural. Además de los Códigos de Práctica
de DVGW, también es necesario en este caso tomar en
cuenta los acuerdos transnacionales. Los métodos de
procesamiento mejor establecidos al respecto son la
remoción catalítica con catalíticos de paladio-platino y
quimisorción con contactos de cobre. En [6-35] se proporciona mayor información.
6.1.5 Remoción de otros gases de traza
Los gases de traza que se encuentran en el biogás incluyen el amoníaco, siloxanos y BTX (benceno, tolueno, xileno). No se esperan altos niveles de estas
sustancias en plantas de biogás agrícola. En general,
las cargas están por debajo de los niveles estipulados
por los Códigos de Práctica de DVGW [6-35], y en
efecto son detectables sólo en unos cuantos casos.
Aparte de eso, estas sustancias también se eliminan en
el curso de los procesos de purificación descritos anteriormente de desulfuración, secado y enriquecimiento
de metano.
6.1.6 Mejoramiento para alcanzar la calidad
de gas natural
Cuando el biogás se va a alimentar a una red, habiendo pasado a través de las etapas de purificación
individuales, el biogás tratado debe ajustarse finalmente para satisfacer las especificaciones requeridas
de gas natural. Aunque éstas están determinadas por
las propiedades del gas natural disponible, en lo que
respecta al productor de biogás lo que cuenta es cumplir con los Códigos de Práctica de DVGW, G 260 y
G 262. Sin embargo, es el operador de la red el responsable del ajuste fino así como de los costos operativos
permanentes (para mayor información, ver la Sección
7.4.3). Los puntos que deben tomarse en consideración en esta etapa se explican a continuación.
6.1.6.1 Odorización
Como el bio-metano, que es inodoro, se debe detectar
por los sentidos en caso de una fuga, se tiene que añadir continuamente odorantes. Para este propósito se
usa principalmente compuestos orgánicos sulfurosos
como los mercaptanos o los tetrahidrotiofenos (THT).
Sin embargo, en años recientes, ha habido una tendencia discernible hacia los agentes odorizantes libres de
azufre, por razones ecológicas y técnicas. Se puede
mezclar los odorantes por inyección o a través de un
sistema de by-pass. El Código de Práctica de DVGW
G 280-1 proporciona detalles precisos de la tecnología
para monitorizar la odorización.
6.1.6.2 Ajuste de valores caloríficos
El bio-metano que se alimenta a la red debe tener las
mismas propiedades de combustión que el gas natural
en la tubería. Las medidas de estas propiedades incluyen el valor calorífico (valor de calentamiento), la den131
sidad relativa y el índice Wobbe. Estos valores deben
caer dentro de los rangos permisibles, aunque la densidad relativa puede exceder temporalmente el valor
máximo relativo y el índice Wobbe puede caer temporalmente por debajo de su valor mínimo permitido.
Los Códigos de Práctica G 260 y G 685 de DVGW proporcionan detalles precisos. Se puede lograr el ajuste
de estos parámetros añadiendo aire (si el valor calorífico del biogás es demasiado alto) o gas licuado, usualmente una mezcla de propano-butano (si el valor calorífico del biogás es demasiado bajo). Se evita la mezcla
de gas licuado primero que nada por el riesgo de su
re-licuefacción en aplicaciones de alta presión conectadas con la red (tanques de almacenamiento, estaciones
de llenado de CNG) y, en segundo lugar, por las estipulaciones establecidas en el Código de Práctica G 486
de DVGW. Debido de los límites de los métodos matemáticos utilizados para la conversión, las cantidades
máximas de propano y butano que se deben añadir se
restringen a 5 y 1,5 mol% respectivamente.
6.1.6.3 Ajuste de presión
Se requiere una presión que esté ligeramente por encima de la presión de la red para inyectar el bio-metano en los distintos niveles de la red. Los posibles niveles de inyección son redes de baja presión
(< 0,1 bar), redes de presión media (0,1 a 1 bar) y redes
de presión alta (1 bar o más). Las presiones de 16 bar o
más se conocen como super-presiones [6-5]. A menudo se utiliza compresores de tornillo o compresores
reciprocantes para la compresión del biogás. Se debe
notar que algunos procesos (PSA, limpieza con agua)
ya entregan el biogás tratado a una presión operativa
de 5 a 10 bar, lo cual significa que, dependiendo de la
presión de la red, puede no haber ninguna necesidad
de contar con una estación adicional de compresores.
dor acoplado directamente puede suministrar potencia compatible con la frecuencia del sistema. En el futuro, para impulsar el generador también será posible
usar micro-turbinas de gas, motores Stirling o celdas
de combustible como alternativas a los motores convencionales de ignición por piloto y a los motores de
gas de ignición por chispa.
Figura 6.4: Diseño esquemático de una unidad de CHP
[ASUE]
6.2 Utilización para calor y energía
combinados
El calor y la energía combinados (CHP), o co-generación, es la generación simultánea de calor y electricidad. Dependiendo de las circunstancias, se puede distinguir entre las plantas de CHP para potencia y para
calor. Debería escogerse normalmente el tipo dirigido
al calor, debido a su mayor eficiencia. En casi todos los
casos, esto significa utilizar unidades de CHP en paquetes, pequeñas, con motores de combustión interna
acoplados a un generador. Los motores funcionan a
una velocidad constante de tal manera que el genera132
Figura 6.5: Unidad de CHP de biogás, módulo compacto
independiente con bengala de emergencia [Haase
Energietechnik AG]
6.2.1 Unidades de CHP pequeñas en paquete
con motores de combustión interna
Además de un motor de combustión interna y del generador que corresponda, un módulo de CHP consiste de sistemas de intercambio de calor para la recu-
peración de energía térmica del gas de escape, agua
de enfriamiento y circuitos de aceite de lubricación,
sistemas hidráulicos para la distribución del calor y
conmutación eléctrica, así como equipo de control
para la distribución de la potencia y el control de la
unidad de CHP. Los motores utilizados en dichas unidades son ya sea de gas de ignición por chispa o motores de gas de ignición por piloto. Mientras que los últimos se usaban más comúnmente en el pasado, dos o
tres nuevas plantas se han equipado con motores de
gas de ignición por chispa, que se operan de acuerdo
con el principio Otto sin petróleo adicional para ignición; la única diferencia está en la compresión. El diseño esquemático de una unidad de CHP de biogás y
un ejemplo de una planta se muestran en las
Figuras 6.4 y 6.5 respectivamente.
6.2.1.1 Motores de gas de ignición por chispa
Los motores de gas de ignición por chispa son motores que operan de acuerdo con el principio de Otto y
que han sido especialmente desarrollados para funcionar con gas. Para minimizar las emisiones con
óxido de nitrógeno, los motores funcionan como motores de mezcla pobre con fuerte superávit de aire. En
el modo de mezcla pobre se puede convertir menos
combustible en el motor, lo cual resulta en una reducción en la potencia. Esto se compensa turbo-cargando
el motor utilizando un turbo cargador de escape. Un
motor de gas de ignición por chispa se basa en una
concentración mínima de aproximadamente 45% de
metano en el biogás. Si la concentración de metano es
menor, el motor se detiene.
Si no se dispone de biogás, un motor de ignición
con chispa de gas también puede funcionar con otros
tipos de gas, como el gas natural [6-12]. Esto puede ser
útil, por ejemplo, para arrancar la planta de biogás de
modo que se pueda hacer que el calor de proceso necesario esté disponible gracias al calor residual del
motor. Además del tren de control de gas para el biogás, se debe instalar un tren de control separado para
el gas sustituto.
Los parámetros clave de los motores de gas de ignición por chispa relevantes para su utilización con
biogás se muestran en la Tabla 6.8.
6.2.1.2 Motores de gas de ignición por piloto
Los motores de gas de ignición por piloto operan de
acuerdo con el principio de un motor diesel. No siempre están diseñados especialmente para funcionar con
gas y, por tanto, tienen que modificarse. Se añade el
biogás al aire de combustión por medio de un mezclador de gas y se enciende con el petróleo de ignición,
que es alimentado a la cámara de combustión por un
sistema de inyección. Usualmente la concentración de
petróleo de ignición representa entre el 2 y 5% de la
energía combustible suministrada. Debido a la cantidad relativamente pequeña de petróleo de ignición inyectado, la ausencia de boquillas de inyección para el
enfriamiento significa que existe el riesgo de que sufran de coqueo [6-12] y, por lo tanto, se desgasten más
rápidamente. Los motores de gas de ignición por piloto también se operan con altos niveles de exceso de
aire. La carga se regula controlando la cantidad de
petróleo de ignición o gas suministrados.
Si no se dispone de suministro de biogás, los motores de gas por ignición con piloto pueden funcionar
con petróleo o diesel de ignición. El cambio a combustibles de reemplazo puede hacerse sin dificultad y
puede ser necesario cuando se arranca la planta de
biogás para suministrar calor al proceso.
De acuerdo con la Ley de Fuentes de Energía Renovable (EEG), sólo los petróleos de ignición de fuentes renovables, como el metiléster de colza u otros tipos aprobados de biomasa, se pueden considerar para
usarlos como petróleo de ignición. Sin embargo, se
debe cumplir con los requisitos de calidad de los fabricantes del motor. La Tabla 6.9 muestra los valores
característicos y parámetros del proceso de los motores de gas por ignición con piloto.
6.2.1.3 Reducción de contaminantes y tratamiento
del gas de escape
Las plantas de motores de combustión estacionarios
diseñados para uso con biogás se clasifican como aptas para la licencia según las disposiciones de la Ley
de Control de la Contaminación de Alemania (BImSchG) si el insumo térmico calificado es de 1 MW o
más. Las Instrucciones Técnicas sobre el Control de
Calidad del Aire (TA Luft) especifican normas de emisión relevantes que se debe cumplir. Si el insumo térmico calificado instalado es menor de 1 MW, la planta
no es apta para recibir autorización según BImSchG.
En este caso, los valores especificados en las Instrucciones Técnicas sobre el Control de Calidad del Aire
deben utilizarse como fuente de información cuando
se realiza verificaciones para determinar si los operadores cumplen los requisitos. Existe, por ejemplo, la
obligación de minimizar los impactos ambientales dañinos inevitables utilizando tecnología avanzada,
aunque las autoridades que otorgan las licencias hacen cumplir este requisito de diferentes maneras
133
Tabla 6.8: Valores característicos y parámetros del proceso de los motores de gas de ignición por chispa
• Producción de electricidad de hasta > 1 MW, rara vez por debajo de 100 kW
• Eficiencias eléctricas de 34 a 42% (para producción de electricidad medida de > 300 kW)
• Vida útil: aproximadamente 60.000 horas operativas
• Se puede utilizar con una concentración de metano de aproximadamente 45% o mayor.
Conveniencia
• Esencialmente es conveniente para cualquier planta de biogás, pero las plantas de mayor tamaño operan
con mayor economía.
Ventajas
+ Está especialmente diseñado para funcionar con gas.
+ En general se cumple con las normas de emisión (sin embargo, es posible que se exceda los límites de
emisión del formaldehído).
+ Produce bajo costo de mantenimiento.
+ La eficiencia general es mayor que la de los motores de gas por ignición con piloto.
Desventajas
- Inversión de capital inicial es ligeramente mayor en comparación con los motores de gas por ignición con
piloto.
- Los costos son más altos debido a pequeña escala de producción.
- La eficiencia eléctrica es menor que en los motores de gas de ignición por piloto en el rango de producción
de energía más bajo.
Características
especiales
• Se debe instalar un enfriador de emergencia para evitar el sobre-calentamiento cuando baja la demanda de
calor.
• Es posible y recomendable regular la potencia en función de la calidad del gas.
Diseños
• Como unidad independiente bajo techo o como unidad dentro de un contenedor compacto
Mantenimiento
• Ver sección sobre mantenimiento.
Tabla 6.9: Valores característicos y parámetros del proceso para los motores de gas de ignición por piloto
• De 2 a 5% de concentración de petróleo de ignición para la combustión.
• Producción de electricidad de hasta aproximadamente 340 kW.
• Vida útil: aproximadamente 35.000 horas operativas
• Eficiencias eléctricas de 30 a 44% (las eficiencias de alrededor del 30% son sólo para las plantas pequeñas).
Conveniencia
• Esencialmente es conveniente para cualquier planta de biogás pero las plantas de mayor tamaño operan
con mayor economía.
Ventajas
+ El uso de motores estándar es económico y efectivo.
+ La eficiencia eléctrica es más alta en comparación con los motores de gas de ignición por chispa en el rango
de producción de energía más bajo.
Desventajas
- El coqueo de las boquillas de inyección origina mayores emisiones de gas de escape (NOX) y exige
mantenimiento más frecuente.
- Los motores no están diseñados específicamente para el biogás.
- La eficiencia general es menor que en los motores de gas de ignición por chispa.
- Se requiere un combustible adicional (petróleo de ignición).
- Las emisiones contaminantes exceden a menudo las normas especificadas en las Instrucciones Técnicas
sobre el Control de Calidad del Aire.
- Posee corta vida útil.
Características
especiales
• Se debe instalar un enfriador de emergencia para evitar el sobre-calentamiento cuando baja la demanda de
calor.
• Es posible y recomendable regular la potencia en función de la calidad del gas.
Diseños
• Como unidad independiente bajo techo o como unidad dentro de un contenedor compacto
Mantenimiento
• Ver sección sobre mantenimiento.
[6-33]. Las normas de emisión especificadas en las Instrucciones Técnicas sobre el Control de Calidad del
Aire distinguen entre motores de gas de ignición por
piloto y motores de gas de ignición por chispa. Los límites requeridos de acuerdo con las Instrucciones
Técnicas sobre el Control de Calidad del Aire del 30
de julio de 2002 se presentan en la Tabla 6.10.
134
Suministrar gas combustible tratado exhaustivamente puede ayudar a minimizar las concentraciones
de contaminantes en el gas de escape. Por ejemplo, el
dióxido de azufre resulta de la combustión del sulfuro
de hidrógeno (H2S) contenido en el biogás. Si las concentraciones de los constituyentes en trazas indeseables en el biogás son bajas, las concentraciones de sus
Tabla 6.10: Normas de emisión especificadas por las Instrucciones Técnicas sobre el Control de Calidad del Aire del 30 de julio de
2002 para las plantas con motores de combustión de acuerdo con el ítem No. 1.4 (inclusive 1.1 y 1.2), IV Regulación de
Implementación de la Ley de Control de la Contaminación de Alemania (4. BImSchV) [6-16]
Motores de gas de ignición por
chispa
Contaminante
Unidades
Motores de gas de ignición por
piloto
Insumo térmico medido
< 3 MW
≥ 3 MW
< 3 MW
≥ 3 MW
Monóxido de carbono
mg/m3
1.000
650
2.000
650
Óxido de nitrógeno
mg/m3
500
500
1.000
500
Dióxido de azufre y trióxido de azufre
como dióxido de azufre
mg/m3
350
350
350
350
Total de materiales particulados
mg/m3
20
20
20
20
Sustancias orgánicas: formaldehído
mg/m3
60
20
60
60
productos de combustión en el gas de escape también
serán bajas.
Para minimizar las emisiones de óxido de nitrógeno, se hace funcionar los motores en el modo de
mezcla pobre. Gracias al funcionamiento con mezcla
pobre es posible bajar la temperatura de combustión y
reducir así la formación de óxidos de nitrógeno.
Los convertidores catalíticos no se utilizan normalmente con unidades de CHP energizadas por biogás.
Las sustancias acompañantes contenidas en el biogás,
como el sulfuro de hidrógeno, provocan que los convertidores catalíticos se desactiven y queden dañados
irreparablemente.
Los motores de gas de ignición por chispa con mezcla pobre normalmente no tienen problemas para cumplir con las normas de emisión demandadas por las
Instrucciones Técnicas sobre el Control de Calidad del
Aire. Los motores de gas de ignición por piloto generalmente tienen niveles de emisión más bajos que los
motores de gas de ignición por chispa. Particularmente
el óxido de nitrógeno (NOX) y monóxido de carbono
(CO) pueden exceder los límites de emisiones establecidos en las Instrucciones Técnicas sobre el Control de
Calidad del Aire para circunstancias determinadas.
Debido a que se usa petróleo de ignición para los motores, el gas de escape contiene partículas de hollín
[6-33], [6-7], [6-26]. Los resultados recientes indican
que a menudo existen problemas para cumplir con las
normas de emisiones de formaldehído [6-15]. Existen
sistemas de pos-oxidación y filtros de carbono activado para asegurar que se cumpla con las normas de
emisión de las Instrucciones Técnicas sobre el Control
de la Calidad del Aire y la EEG de 2009 (40 mg/m3),
aunque hasta el momento el uso de dicho equipo no
está muy difundido.
6.2.1.4 Generadores
Se usa generadores sincrónicos o asincrónicos (inducción) en unidades de calor y energía combinados. Debido a un alto consumo de corriente reactiva, tiene
sentido usar generadores asincrónicos solamente en
unidades con una medida menor a 100 kWel [6-27]. En
consecuencia, los generadores asincrónicos se utilizan
normalmente en las plantas de biogás.
6.2.1.5 Eficiencias eléctricas y producto
La eficiencia de una unidad combinada de calor y
energía es una medida de la eficiencia de la conversión de la energía suministrada. La eficiencia general
está compuesta por una combinación de eficiencia
eléctrica y térmica, y normalmente está entre 80 y
90%. En el caso ideal, por lo tanto, el 90% del insumo
térmico medido puede utilizarse para la conversión
de energía.
El insumo térmico medido se calcula de la manera
siguiente:
·
Q F = ( v· B ⋅ H i )
Ecuación 6-1: QF = insumo térmico medido [kW]; vB = tasa
de flujo de biogás [m³/h]; Hi = valor calorífico del biogás
[kWh/m³]
Como regla práctica para los motores de ignición con
chispa de gas y de gas de ignición con piloto, se puede
asumir que la eficiencia eléctrica y térmica aportan el
50% de la eficiencia general cada uno. La eficiencia
eléctrica está constituida por la eficiencia mecánica del
motor y por la eficiencia del generador y se obtiene
multiplicando las dos eficiencias. La Figura 6.6 mues135
Eficiencia eléctrica
Capacidad eléctrica en kW
Figura 6.6: Eficiencia eléctrica de las unidades de CHP de biogás [6-41]
tra una visión de conjunto de las eficiencias alcanzables.
Las eficiencias eléctricas de las unidades de CHP
energizadas por motores de gas de ignición por piloto
fluctúan entre 30 y 43%. Por lo menos en el rango más
bajo de producción de energía, las eficiencias de éstas
últimas son más altas que las de las unidades de CHP
energizadas por motores de gas de ignición por chispa
para una misma producción de electricidad. Las eficiencias eléctricas de unidades de CHP energizadas
por motores de gas de ignición por chispa fluctúan entre 34 y 40%. Las eficiencias eléctricas de motores de
gas de ignición por piloto y motores de ignición con
chispa de gas se elevan con producción de electricidad
creciente. Como las eficiencias las calculan los fabricantes de unidades de CHP en condiciones de banco
de pruebas (operación continua con gas natural), las
cifras obtenidas en una operación real de una planta
de biogás generalmente son más bajas que los valores
del fabricante. En particular debe notarse que en la
práctica es extremadamente raro poder funcionar continuamente a plena carga y que las eficiencias de operación con carga parcial serán menores que con carga
total. Esta dependencia es específica a la unidad y se
puede deducir de las respectivas hojas de datos técnicos.
Una multiplicidad de factores puede influir en la
eficiencia eléctrica, el desempeño y las emisiones de gases nocivos de una unidad de CHP. En particular, no
sólo los componentes de motores, como bujías, petróleo
136
de motor, válvulas y pistones, sino también los filtros
de aire, los filtros de gas y filtros de aceite están sujetos
a desgaste por envejecimiento. Los componentes que se
desgastan deben reemplazarse a intervalos regulares
para prolongar la vida útil de la unidad de CHP. Los intervalos necesarios de mantenimiento normalmente los
especifican los fabricantes de la unidad de CHP. La manera en que se configura la unidad de CHP, como la
proporción de lambda, el tiempo de ignición y la separación entre las válvulas, también influye no solamente
en la eficiencia y la producción de electricidad, sino
también en el nivel de emisiones de gases nocivos. El
desempeño de las operaciones de mantenimiento y
ajuste es la responsabilidad del operador de la planta.
Este trabajo se puede realizar a través del operador de
la planta o tercerizar por medio de un contrato de mantenimiento con un equipo de servicio del fabricante de
la unidad de CHP u otro proveedor. En términos generales, se puede afirmar que, si se configura la unidad de
CHP dentro del rango de normas de emisión especificadas en las Instrucciones Técnicas sobre el Control de
Calidad del Aire, esto tendrá una influencia considerable en la calidad de combustión, producción de electricidad y eficiencia eléctrica [5-26].
6.2.1.6 Extracción de calor
Para utilizar el calor producido durante la generación
de electricidad, es necesario extraer el calor utilizando
intercambiadores de calor. En una unidad de CHP
energizadas por un motor de combustión interna, el
calor se produce en varias temperaturas. La mayor
cantidad de calor puede obtenerse del sistema de
agua de enfriamiento del motor. El nivel de temperatura disponible aquí significa que se puede utilizar
para proveer energía de calefacción o energía de proceso. La Figura 6.7 muestra un distribuidor de calor.
En la mayoría de los casos, se utiliza intercambiadores
de calor de plato para extraer el calor del circuito de
agua de enfriamiento [6-13]. El calor extraído se distribuye entonces a los circuitos de calentamiento individuales por medio de un distribuidor.
Figura 6.7: Distribuidor de calor [MT-Energie GmbH]
La temperatura del gas de escape está entre 460 y
550 °C. Se utiliza intercambiadores de calor de gas de
escape de acero inoxidable, usualmente bajo la forma
de intercambiadores de calor de casco y tubo, para la
extracción del calor residual del gas de escape [6-13].
Los medios de transferencia de calor utilizados normalmente incluyen el vapor a varias presiones, el
agua caliente y el petróleo térmico.
Los propios requerimientos de calor de la planta
pueden satisfacerse muy rápidamente con el calor residual de la unidad de CHP. Como regla general, dichos requerimientos son altos en invierno, mientras
que en verano el enfriador de emergencia tiene que disipar la mayoría del calor excedente, a menos que se
pueda utilizar el calor externamente. Además del calor necesario para calentar el digestor, lo cual representa entre el 20 y el 40% del total de calor producido,
también es posible, por ejemplo, calentar espacios de
trabajo o locales residenciales. Las unidades de CHP
son plenamente compatibles con sistemas de calentamiento estándar y, por lo tanto, pueden fácilmente conectarse con un circuito de calentamiento. En caso de
avería de una unidad de CHP, se debe contar con un
caldero de calefacción, que suele estar disponible de
todas maneras, como reserva para operación de emergencia.
Además de otros usos del calor in situ (por ejemplo, el calentamiento del establo de vacas o el enfriamiento de la leche), el suministro de calor a demandantes externos fuera del fundo agrícola también
pueden ser un negocio exitoso. Dados los crecientes
costos de sustratos para recursos renovables, puede
ser el caso que vender el calor sea la única manera de
hacer que una planta genere utilidades. Este proceso
goza de un bono se asistencia de CHP según la Ley de
Fuentes de Energía Renovable (EEG). Las plantas existentes reciben 2 centavos por kWh de electricidad generada si el calor se utiliza de acuerdo con las disposiciones de la EEG de 2004. Para las plantas nuevas, este
bono se eleva a 3 % por kWh si el calor se utiliza de
acuerdo con la Lista Positiva de la EEG de 2009. Esta
condición se aplica también a las plantas en operación
que cumplen con la EEG de 2009.
Si hay un buen mercado para el calor, también
puede tener sentido ahorrar calor mejorando el aislamiento del digestor o haciendo que el insumo de calor
en el digestor sea más eficiente. Si la intención es vender calor, sin embargo, debe recordarse que en algunos casos se requiere continuidad del suministro de
calor, por lo que se debe tomar en cuenta los intervalos de mantenimiento y tiempos de parada de la
planta. Los usuarios potenciales del calor serán instalaciones comerciales o municipales cercanas (empresas hortícolas, granjas de piscicultura, plantas de secado de madera, etc.) o edificios residenciales. Existe
un potencial particular para la utilización del calor en
los procesos de mejoramiento y secado, lo cual requiere un gran insumo de energía térmica. Otra alternativa es el enfriamiento, calor y energía combinados
(ver 6.2.5.2).
6.2.1.7 Tren de control de gas
Para que un motor de gas pueda hacer uso eficiente del
biogás, el gas tiene que cumplir con ciertos requisitos
en términos de sus propiedades físicas. En particular
estos incluyen la presión en la que se suministra el biogás al motor de gas (usualmente 100 mbar) y tasa de
flujo definida. Si no se cumple con estos parámetros,
por ejemplo si se libera una cantidad insuficiente de gas
en el digestor, los motores operan sólo con carga parcial
o se paran. Para mantener las configuraciones tan constantes como sea posible y cumplir con los requisitos de
seguridad, se instala un tren de control de gas directamente corriente arriba de la unidad de CHP.
137
El tren de control de gas, incluyendo toda la tubería de gas, debe ser aprobado de acuerdo con las pautas de DGVW (Asociación Técnica y Científica Alemana para el Gas y el Agua). Todos los tubos de gas
deben identificarse ya sea con color amarillo o con flechas amarillas. El tren de control debe contener dos
válvulas que se cierran automáticamente (válvulas solenoides), una válvula de cierre fuera de la habitación
de instalación, un arrestador de llama y un monitor de
vacío. Conviene incluir un medidor de gas en el tren
de control de gas (para medir la cantidad de gas) y un
filtro fino para eliminar las partículas del biogás. Si es
necesario, se instala también una compresora en el
tren de gas. En la Figura 6.8 se muestra un ejemplo de
un tren de control de gas.
Cuando se instala los tubos de gas, es particularmente importante incluir los drenes de condensado,
ya que incluso pequeñas cantidades de condensado
pueden bloquear la tubería de gas cuando bajan las
presiones de gas.
Figura 6.8: Unidad de CHP con tren de control de gas
[DBFZ]
6.2.1.8 Operación, mantenimiento y lugares de instalación
El cumplimiento con ciertas condiciones generales es
esencial cuando el biogás se utiliza en una planta de
calor y energía combinados. Además del funcionamiento real de la planta, también es necesario cumplir
con los intervalos de mantenimiento prescritos y asegurar que el lugar de instalación de la unidad de CHP
cumpla con ciertos requisitos.
138
Operación
Gracias a que cuentan con varias instalaciones de control y monitoreo, las unidades de CHP usualmente funcionan en gran medida de manera automática. Para
asegurar que se pueda evaluar la operación de la unidad de CHP, se debe registrar los siguientes datos en
un registro operativo para establecer tendencias:
- Número de horas de operación
- Número de arranques
- Temperatura del agua de enfriamiento de motor
- Temperatura de flujo y retorno del agua de calentamiento
- Presión del agua de enfriamiento
- Presión del petróleo
- Temperatura del gas de escape
- Presión posterior del gas de escape
- Consumo de combustible
- Producción generada (térmica y eléctrica)
En general, se puede registrar los datos y documentarlos por medio del sistema de control de la unidad de
CHP. A menudo es posible enlazar el sistema de control de CHP con los circuitos de control de las plantas
de biogás e intercambiar datos con un sistema de control central o transmitir datos por Internet, lo cual permite que el fabricante realice diagnósticos remotos. Sin
embargo, sigue siendo necesario realizar una visita diaria de inspección y una verificación visual de toda la
planta, incluso cuando se cuenta con instalaciones de
monitorización electrónica. En las unidades de CHP
con motores de gas de ignición por piloto, además de la
cantidad de gas consumida, también debe medirse el
consumo de petróleo de ignición.
Para poder contar con información sobre la eficiencia térmica de la unidad de CHP, la cantidad de calor
producido debe medirse por medidores de calor, así
como la cantidad de electricidad producida. Esto también hace posible proveer información relativamente
precisa sobre la cantidad de calor de proceso requerida
o sobre la cantidad de calor requerida por otras cargas
(tales como el establo de vacas, etc.) en relación con el
circuito de calentamiento de la unidad de CHP.
Para asegurar que los motores reciben un suministro adecuado de gas, se debe garantizar una presión
apropiada del flujo antes de que el gas ingrese al tren
de control de gas. A menos que el biogás se almacene
bajo presión, la presión del gas debe elevarse con la
ayuda de compresores de gas.
El aceite de lubricación desempeña un papel importante en la operación segura y confiable de un motor. El
aceite de lubricación neutraliza los ácidos que provienen del motor. Debido al envejecimiento, contaminación, nitración y a una reducción de la capacidad de
neutralización, el aceite lubricante debe reemplazarse a
intervalos regulares dependiendo del tipo de motor,
tipo de aceite y número de horas de operación. El aceite
debe cambiarse a intervalos regulares y se debe tomar
una muestra de aceite antes de cada cambio de aceite.
La muestra de aceite se puede examinar en un laboratorio especializado. Se puede utilizar los resultados del
laboratorio para decidir sobre la longitud del intervalo
entre cambios de aceite y para proveer información sobre el desgaste del motor [6-12]. A menudo estas tareas
se cubren por medio de contratos de mantenimiento.
Para alargar los intervalos entre los cambios de aceite, a
menudo se incrementa la cantidad de aceite utilizando
sumideros de aceite más grandes, que proporcionan
muchos fabricantes.
Mantenimiento
Si se va a operar una unidad de CHP con biogás, es
esencial mantener los intervalos de mantenimiento especificados. Esto también incluye el mantenimiento
preventivo como los cambios de aceite y el reemplazo
de las partes que se desgastan. El mantenimiento y el
servicio inadecuados pueden causar daños a la unidad
de CHP y por lo tanto dar origen costos considerables
[6-12], [6-23].
Cada fabricante de unidad de CHP provee un programa de inspección y mantenimiento. Estos programas indican qué trabajo debe realizarse a qué intervalos para mantener el equipo en buen funcionamiento.
El tiempo asignado entre las distintas medidas de
mantenimiento depende de factores como el tipo de
motor. Los cursos de capacitación ofrecidos por fabricantes de CHP permiten a los operadores de la planta
realizar parte del trabajo por sí mismos [6-12].
Además de los programas de mantenimiento, los
programas también ofrecen contratos de servicio. El
operador de la planta debe aclarar los detalles de los
contratos de servicio antes de comprar la unidad de
CHP, prestando atención particular a los siguientes
puntos:
- qué trabajo realiza el operador;
- qué forma de contrato de servicio se ha acordado;
- quién suministra los materiales de operación;
- cuál es la duración del contrato;
- si el contrato incluye una inspección de mantenimiento importante;
- cómo se trata los problemas inesperados.
Los servicios incluidos en un contrato de servicio dependerán, entre otras cosas, del trabajo que el operador pueda realizar en la planta. La Asociación de Sistemas de Energía VDMA ha redactado una
especificación y un contrato modelo para contratos de
mantenimiento y servicios. Esta especificación formó
la base para el Lineamiento 4680 de VDI “Sistemas
combinados de calor y energía (CHPS) - Principios
para la redacción de contratos de servicio”. La información sobre los contenidos y la estructura de dichos
contratos puede obtenerse de dicha fuente [6-2]. De
acuerdo con VDMA, es posible definir varias formas
de contratos de servicios.
Un contrato de inspección cubre todo el trabajo
necesario para establecer y evaluar la condición real
de la planta que se está inspeccionando. La remuneración debe hacerse como un pago a suma alzada o se
determina de acuerdo con los gastos efectivos. También hay que aclarar si las inspecciones se realizan
sólo una vez o a intervalos regulares.
Un contrato de mantenimiento preventivo incluye las medidas necesarias para mantener la condición deseada de la planta. El trabajo que debe realizarse debería describirse en una lista, la cual se
convierte en parte del contrato por referencia. El trabajo puede realizarse periódicamente o dependiendo
de la condición de la planta. Las partes del contrato
pueden acordar una remuneración según el gasto
efectivo o como una suma alzada. Dependiendo de la
naturaleza del acuerdo contractual, la corrección de
fallas que el operador no puede eliminar también
puede incluirse dentro del ámbito de los servicios.
Un contrato de mantenimiento preventivo cubre
las medidas necesarias para restaurar la condición deseada. El trabajo que debe realizarse dependerá de las
circunstancias del caso individual. La remuneración
se determina normalmente de acuerdo con el gasto
real [6-1].
Un contrato de mantenimiento, también conocido
como un contrato de mantenimiento completo, cubre
las medidas necesarias para mantener una operación
segura y confiable (trabajo de mantenimiento y reparación, instalación de repuestos y consumibles, aparte
del combustible). También se incluye una reparación
general teniendo en cuenta la duración del contrato
(normalmente 10 años). Este contrato es lo que más se
acerca a una garantía. La remuneración normalmente
se hace a suma alzada [6-1].
La vida útil promedio de un motor de gas de ignición con piloto es de 35.000 horas de operación [6-28]
[6-29], lo cual a 8.000 horas de operación al año equivale a cuatro años y medio. Luego de eso, se requiere
una reparación integral del motor. Pero eso usualmente implica cambiar el motor, porque una reparación general no vale la pena en vista del bajo precio de
los motores. La vida útil promedio de un motor de gas
de ignición por chispa se calcula en 60.000 horas de
139
Figura 6.9: Instalación de una unidad de CHP bajo techo y en un contenedor de CHP [Seva Energie AG]
operación o aproximadamente seis años y medio.
Nuevamente, luego de esto, se tendrá que hacer una
reparación general del motor. En este caso, casi todos
los componentes se reemplazarán aparte del monoblock del motor y el cigüeñal. Luego de una reparación general, se puede esperar que el motor funcione
por el mismo tiempo [6-2]. La vida útil depende en
gran medida, entre otras cosas, del buen mantenimiento del motor y, por lo tanto, probablemente varíe
considerablemente.
Sitios de instalación
Una unidad de calor y energía combinados siempre debería instalarse dentro de un edificio apropiado. Para
reducir las emisiones de ruido, el edificio debe estar cubierto de material de aislamiento sonoro y la unidad
CHP misma debería estar equipada con un forro acústico. Aparte de prever suficiente espacio para realizar el
trabajo de mantenimiento, es esencial asegurar que
haya aire suficiente para poder alimentar la demanda
de aire de los motores. Esto puede hacer que sea necesario utilizar ventiladores de aire de ingreso y aire de
escape. Las reglas de seguridad para las plantas de biogás agrícola estipulan detalles adicionales sobre los requisitos que deben cumplir los sitios de instalación de
las unidades de CHP.
Las unidades de CHP instaladas en contenedores a
prueba de sonido se pueden instalar al aire libre. Estos
contenedores normalmente cumplen los requisitos
para los sitios de instalación especificados por los fabricantes de CHP. Otra ventaja de las unidades en contenedores es que son ensambladas por completo en los
locales del fabricante de CHP y son probadas ahí
mismo. El tiempo necesario en el sitio, desde la instalación hasta la puesta en marcha, puede reducirse hasta
140
uno o dos días. La Figura 6.9 muestra ejemplos de instalaciones de unidades de CHP.
6.2.2 Motores Stirling
Los motores Stirling son un tipo de motor de gas caliente o de expansión. En este caso, a diferencia de un
motor de combustión interna, el pistón se desplaza no
por la expansión de gases de combustión desde la
combustión dentro del motor, sino por la expansión
de un gas encerrado, el cual se expande debido a un
suministro de energía o calor a partir de una fuente de
energía externa. Esta separación de la fuente de energía o calor de la generación real de energía en un motor Stirling significa que el calor necesario puede obtenerse de una variedad de fuentes de energía, como un
quemador de gas que usa el biogás como combustible.
El principio fundamental que subyace al motor
Stirling es que un gas realiza un cierto trabajo de expansión cuando hay un cambio en la temperatura. Si
este gas de trabajo se mueve hacia atrás y hacia adelante entre un espacio con una temperatura constantemente alta y un espacio con una temperatura constantemente baja, entonces es posible la operación
continua del motor. El gas de trabajo se circula de esa
manera. La Figura 6.10 muestra el principio operativo.
Gracias a la combustión continua, los motores Stirling tienen bajas emisiones de contaminantes y bajas
emisiones sonoras, así como bajos requerimientos de
mantenimiento. Debido a los bajos esfuerzos sobre los
componentes y al circuito cerrado de gas, el operador
puede esperar que los costos de mantenimiento sean
bajos. En comparación con un motor de ignición con
chispa de convencional, la eficiencia eléctrica es más
baja y está entre 24 y 28%. La producción de energía
petitivamente en la tecnología del biogás. Un motor
Stirling puede utilizarse como una unidad de CHP de
la misma manera que un motor de gas de ignición con
piloto o un motor de gas de ignición por chispa. Actualmente, sin embargo, existen solamente algunos
proyectos piloto en Alemania.
6.2.3 Micro-turbinas de gas
Figura 6.10: Principio operativo de un motor Stirling de
[6-14] de acuerdo con [6-21].
Figura 6.11: Construcción de una micro-turbina de gas
[Energietechnologie GmbH]
eléctrica a partir de un motor Stirling está principalmente en el rango por debajo de 100 kWel [6-34].
Debido a que la combustión se realiza externamente,
no se exigen muchos requisitos con respecto a la calidad del biogás, lo cual permite utilizar gas con bajo
contenido de metano [6-14]. La mayor ventaja de un
motor Stirling sobre un motor de combustión interna
convencional que funciona a base de biogás podría ser
que no sea necesaria la purificación previa del biogás.
Una desventaja es la inercia en caso de un cambio de
carga, aunque esto es menos importante en instalaciones estacionarias, tales como las unidades de calor y
energía combinados, que en los vehículos a motor, por
ejemplo.
En el mercado hay disponibles motores Stirling
que utilizan gas natural en rangos muy bajos de producción de energía. Sin embargo, serán necesarios técnicos adicionales antes de que puedan utilizarse com-
Una micro-turbina de gas es una turbina de gas pequeña de alta velocidad con temperaturas y presiones
bajas en la cámara de combustión en el rango de producción eléctrica más bajo de hasta 200 kWel. Actualmente existen varios fabricantes de micro-turbinas de
gas en los Estados Unidos y Europa. Para mejorar la
eficiencia, y en contraste con una turbina de gas 'normal', una micro-turbina de gas tiene un recuperador
en el que se pre-calienta el aire de combustión. La
construcción de una micro-turbina de gas se muestra
en la Figura 6.11.
En una turbina de gas, el aire ambiente es succionado hacia dentro y comprimido por un compresor. El
aire ingresa a una cámara de combustión, en donde se
añade biogás y ocurre la combustión. El incremento
resultante de la temperatura causa la expansión del
volumen. Los gases calientes pasan a una turbina en
donde se expanden. Esto libera una cantidad considerablemente mayor de energía que la necesaria para
impulsar el compresor. La energía que no se requiere
para impulsar el compresor se utiliza para impulsar
un generador que produce electricidad.
A una velocidad de aproximadamente 96.000 rpm
se genera una corriente alterna de alta frecuencia. Esta
corriente se alimenta a la red de electricidad por medio de electrónica de energía. Si se va a utilizar el biogás para energizar una micro-turbina de gas, tiene
que hacerse ciertos cambios en comparación a una
operación con gas natural, por ejemplo a la cámara de
combustión y a las boquillas del combustible. [6-8].
Las emisiones de ruido de una micro-turbina de biogás está en el rango de alta frecuencia y se puede aislar fácilmente.
Como se tiene que inyectar el biogás en la cámara
de combustión de la micro-turbina de gas, donde la
presión puede ser varios bar, se debe incrementar la
presión del gas. Aparte de la presión en la cámara de
combustión, también es necesario tomar en cuenta las
pérdidas de presión en el tubo de gas, las válvulas y
los quemadores respecto del flujo de fluidos y el flujo
de masa, lo cual significa que el incremento de la presión puede llegar a 6 bar de presión atmosférica. Para
este propósito, se instala un compresor corriente
141
142
6.2.4 Celdas de combustible
Las celdas de combustible trabajan de una manera
fundamentalmente diferente de los métodos convencionales de generación de energía a partir del biogás.
En este caso, la energía química se convierte directamente en electricidad. Las celdas de combustible garantizan altas eficiencias eléctricas de hasta 50% con
operación libre de emisiones. Se logran altos niveles
de eficiencia también con operación a carga parcial.
El principio de la celda de combustible se puede
comparar al reverso de la electrólisis del agua. En la
electrólisis, las moléculas de agua se dividen en hidrógeno (H2) y oxígeno (O2) cuando se suministra la energía eléctrica. En una celda de combustible, por otro
lado, H2 y O2 reaccionan para formar agua (H2O), liberando energía eléctrica y calor en el proceso. Para esta
reacción electroquímica, por lo tanto, una celda de
combustible requiere hidrógeno y oxígeno como
'combustible' [6-17]. La construcción de una celda de
combustible es esencialmente siempre la misma. La
celda consiste de dos láminas permeables al gas
(ánodo y cátodo) que se separan por un electrolito. Se
puede usar varias sustancias como electrolito, dependiendo del tipo de celda de combustible. La
Figura 6.12 muestra un ejemplo de una celda de combustible que ilustra el principio operativo.
Carga
Electrones
Combustible
Iones
arriba de la micro-turbina de gas en el lado del combustible.
Las sustancias presentes indeseables en el biogás
(especialmente agua y siloxanos) pueden dañar la micro-turbina de gas, por esta razón se tiene que secar y
filtrar el gas (si la concentración de siloxano excede
10 mg/m3 CH4). Las micro-turbinas de gas tienen una
tolerancia más alta al azufre que los motores de gas.
Pueden funcionar con biogás con una concentración
de metano de entre 35 y 100% [6-7], [6-8].
Gracias a la combustión continua con altos niveles
de aire en exceso y a las bajas presiones en las cámaras
de combustión, las micro-turbinas de gas producen
mucho menores emisiones de gas de escape que los
motores. Esto permite utilizar los gases de escape de
maneras novedosas como para un secado directo del
forraje o la fertilización de CO2 de plantas cultivadas
bajo vidrio. El calor residual se encuentra disponible a
una temperatura relativamente alta y se transporta íntegramente en los gases de escape. Esto hace que sea
más barato y técnicamente más fácil utilizar el calor
que en el caso de un motor de combustión interna
[6-8], [6-39], [6-37].
Los intervalos de mantenimiento son significativamente más largos que para los motores, al menos en el
caso de micro-turbinas de gas energizadas con gas natural. Los fabricantes mencionan un intervalo de mantenimiento de 8.000 horas, con una vida útil de alrededor de 80.000 horas. Luego de 40.000 horas, se
programa una reparación general, la cual incluye el
reemplazo de la sección de gas caliente.
Una desventaja de la micro-turbina de gas es su
eficiencia eléctrica relativamente baja, justo por debajo
del 30%. Sin embargo, esta cifra más bien baja en comparación con un motor de biogás convencional se
compensa por el buen comportamiento a carga parcial
(50-100%) y eficiencias constantes entre los intervalos
de mantenimiento. Los costos de inversión son alrededor de 15 a 20% más que la utilización de biogás basados en motores de producto equivalente [6-39]. Se anticipa que los costos se reducirán una vez que las
micro-turbinas de gas se encuentren más ampliamente disponibles en el mercado. La EEG de 2009
ofrece apoyo financiero mediante un bono de tecnología de un 1 ct/kWhel por el uso de micro-turbinas
de gas. Actualmente se está realizando pruebas con
micro-turbinas de gas energizadas con biogás, aunque
su relevancia práctica no ha sido comprobada todavía.
Ánodo
Electrolito
Oxígeno
o aire
Cátodo
Figura 6.12: Principio operativo de una celda de combustible
[vTI]
El biogás siempre tiene que acondicionarse antes
de usarlo en una celda de combustible. Esto es particularmente importante y se debe usar los métodos
descritos en la Sección 6.1.1. La modificación del biogás convierte el metano en hidrógeno. La operación
implica diferentes etapas para los varios tipos de celdas de combustible. Estas etapas se describen en deta-
lle en [6-31]. Los diversos tipos de celdas de combustible reciben su nombre de acuerdo al tipo de electrolito
utilizado. Pueden dividirse en celdas de baja temperatura (AFC, PEMFC, PAFC, DMFC) y de alta temperatura (MCFC, SOFC). Qué celda se acomoda mejor
para una aplicación en particular depende de cómo se
utiliza el calor así como de las clases de producto de
energía eléctrica disponibles.
La celda de combustible de membrana de electrolitos de polímeros (PEM) es una opción prometedora
para plantas pequeñas de biogás. Su temperatura de
operación es de 80 °C, lo cual significa que puede alimentar el calor directamente a un sistema de agua caliente existente. Debido a la naturaleza del electrolito,
se puede asumir que una PEM tendrá una larga vida
útil, aunque es muy sensible a las impurezas en el gas
combustible. Actualmente, la remoción del monóxido
de carbono producido durante el reformado aún se
considera un problema importante.
El tipo más desarrollado de celda es la celda de
combustible de ácido fosfórico (PAFC). Es la de uso
más común en el mundo en combinación con el gas
natural y actualmente es la única celda de combustible
comercialmente disponible que ha logrado hasta
80.000 horas operativas en las pruebas prácticas [6-31].
Existen actualmente celdas PAFC disponibles para
usar con biogás que cubren el rango de producción de
energía de 100-200 kWel . Es posible alcanzar eficiencias eléctricas de hasta 40%. La PAFC es menos sensible al dióxido de carbono y al monóxido de carbono.
La celda de combustible de carbonato fundido
(MCFC) utiliza carbonato fundido como electrolito.
No es sensible al monóxido de carbono y tolera el
dióxido de carbono hasta el 40% por volumen. Debido
a su temperatura de trabajo de 600-700 °C, el reformado del gas puede ocurrir dentro de la celda. El calor residual se puede utilizar posteriormente en turbinas corriente abajo, por ejemplo. Los sistemas MCFC
pueden lograr eficiencias eléctricas de hasta 50% para
una producción de energía eléctrica en el rango de
40–300 kWel. Están actualmente en el proceso de introducción al mercado [6-31].
Otro tipo de celda de combustible de alta temperatura es la celda de combustible de óxido sólido
(SOFC). Opera a temperaturas entre 600 y 1000 °C y
tiene altas eficiencias eléctricas (hasta 50%). Nuevamente, el reformado de metano para producir hidrógeno puede hacerse dentro de la celda. Su sensibilidad al azufre es baja, lo cual es una ventaja en para la
utilización del biogás. Sin embargo, hasta el momento, las aplicaciones con biogás siguen en la etapa
de investigación o de proyecto piloto. Es concebible
que las SOFC puedan utilizarse en sistemas de pequeña escala para micro-redes de biogás.
Los fabricantes actualmente prefieren la PEMFC
que compite con la SOFC en los rangos bajos de producción de energía eléctrica (la SOFC tiene eficiencias
más altas, pero también su costo es más alto) [6-31]. Sin
embargo, a la fecha, la PAFC es la que ha logrado dominar el mercado.
Actualmente los costos de inversión para todos los
tipos de celda de combustible siguen siendo muy altos
y están lejos de aquellos de las unidades de CHP energizadas con motores. De acuerdo con [6-31], el costo
de una PEMFC está entre €4.000 y 6.000/kW. La meta
está entre €1.000 and 1.500/kW. Varios proyectos piloto están investigando la posible tendencia a una
caída de los costos de inversión y en qué medida es
posible eliminar los problemas técnicos que aún existen, particularmente con respecto para la utilización
con biogás.
6.2.5 Utilización de calor residual en unidades
de CHP dirigidas a energía
En la mayoría de los casos, la variable determinante en
una unidad de CHP energizada por gas natural o
bio-metano es la demanda de calor. Esto significa que
la energía eléctrica se puede exportar sin restricción,
siempre que la unidad de CHP siga funcionando para
satisfacer la demanda de calor. El propósito de una
unidad de CHP dirigida a la producción de calor es en
la mayoría de los casos cumplir la carga de base de una
demanda de calor del cliente (70–80% de la demanda
anual), mientas que los picos de demanda se cubren
con calderos adicionales. En contraste, se entiende que
CHP está dirigida a la energía cuando las curvas de
carga de la unidad de CHP se definen con referencia a
la demanda de energía. Éste puede ser el caso si no se
alimenta energía a la red o si la demanda de energía es
relativamente constante. Las grandes plantas o los
complejos industriales con suficiente utilización de calor son ideales para un esquema de esta naturaleza.
Para poder lograr largos tiempos de funcionamiento,
se debe disponer de almacenes de calor y sólo debería
satisfacerse la carga de base. A menudo, las plantas están equipadas con un sistema de gestión de la carga.
Esto significa que la unidad de CHP puede alternar entre las dos opciones de utilización según sea necesario,
lo cual puede ser ventajoso en viviendas u hospitales,
por ejemplo.
En la práctica, la mayoría de plantas de biogás con
generación distribuida de la energía están dirigidas a
la energía, en donde la cantidad de energía que se
143
produce se basa en la cantidad máxima que puede alimentarse a la red. Esto está limitado sólo por dos factores: la cantidad de gas disponible y el tamaño de la
unidad de CHP. La Sección 8.4 presenta una visión de
conjunto de la eficiencia económica de los conceptos
de utilización de calor posible.
La utilización dirigida a la red es un tercer modo
de operación con potencial para el futuro, pero que
no se examina aquí en mayor detalle. Esto implica especificar un nivel de producción para varias plantas
a partir de una ubicación central (planta de energía
virtual). La elección fundamental entre los dos modos de operación está principalmente determinada
por el criterio económico.
6.2.5.1 Suministro y distribución del calor (esquemas
de calefacción de grupo)
Un factor crucial respecto de la operación económica
de una planta de biogás con generación de energía in
situ es la venta del calor producido durante la generación de energía. En las áreas rurales, en particular, una
opción útil es vender el calor a los residentes cercanos.
En tales casos, puede tener sentido instalar esquemas
de calefacción de grupo (redes de calefacción local)
para vender el calor en un área cercana. La red está
compuesta de una corrida doble de acero aislado o de
tubos plásticos que llevan agua a 90 °C (flujo) y a
70 °C (retorno). El calor se transfiere desde la planta
de biogás hasta la red a través de intercambiadores de
calor. Las estaciones de transferencia y los medidores
de calor se instalan en cada construcción individual.
Los tubos de la red de calefacción local deben estar
protegidos por un sistema de detección de fugas y colocarse a suficiente profundidad (1 m) para soportar
la carga de tráfico y las bajas temperaturas. También
se debe prestar atención a los siguientes puntos:
- Planificación pre-proyecto y diseño conceptual
oportunos
- Alto nivel de consumo de calor mínimo
- Un número suficiente de unidades residenciales conectadas (al menos 40)
- La mayor densidad posible de unidades residenciales conectadas dentro del área dada.
La ventaja para los demandantes de calor que están
conectados a la red es que son independientes de los
grandes mercados de energía. En consecuencia, tienen alta seguridad de suministro y finalmente menores costos de energía. Hasta el momento, esta forma
de comercialización del calor se ha implementado en
una serie de localidades conocidas por 'aldeas de
bio-energía' (por ejemplo, Jühnde, Freiamt y Wol144
pertshausen). Las longitudes de las tuberías varían entre 4 y 8 km. La eficiencia económica de los esquemas
de calefacción de grupo se describe en más detalle en
la Sección 8.4.3.
6.2.5.2 Refrigeración
Otra opción para utilizar el calor que se obtiene de la
combustión de biogás es convertir el calor en frío. Esto
se hace utilizando lo que se llama el método de sorción, que se diferencia en la refrigeración de adsorción
y absorción. El método descrito aquí, debido a su mayor relevancia, es el método de absorción, es decir un
refrigerador de absorción, que es esencialmente parecido a los antiguos refrigeradores domésticos. La
Figura 6.13 muestra el principio del proceso.
Figura 6.13: Diagrama funcional de un refrigerador de
absorción
La Figura 6.14 muestra un ejemplo de una unidad
en uso en una planta de biogás.
Figura 6.14: Ejemplo de un refrigerador de absorción en
una planta de biogás [DBFZ]
Se utiliza un par de fluidos de trabajo, un refrigerante y un solvente, para producir el efecto de refrigeración. El solvente absorbe un refrigerante y posteriormente se le vuelve a separar del mismo. El par de
fluidos de trabajo pueden ser agua (refrigerante) y
bromuro de litio (solvente) para un rango de temperatura de 6/12 °C o amoníaco (refrigerante) y agua (solvente) para un rango de temperatura de hasta -60 °C.
El solvente y el refrigerante están separados el uno
del otro en el generador. Para esto, se tiene que calentar la solución, y para ello se utiliza el calor de la unidad de CHP. El refrigerante se evapora primero porque tiene un punto de ebullición más bajo y entra al
condensador. El solvente, ahora con sólo un poco de
refrigerante, pasa al absorbedor. En el condensador,
se enfría el refrigerante y en consecuencia se licua. En
una válvula de expansión luego se lo expande a la
presión de evaporación apropiada a la temperatura
requerida. Entonces se evapora el refrigerante en el
evaporador, absorbiendo calor en el proceso. Es aquí
cuando ocurre realmente el enfriamiento en el ciclo
de refrigeración y es el punto en el que se conectan
las cargas. El vapor refrigerante resultante fluye al absorbedor. El refrigerante es absorbido por el solvente
en el absorbedor, completándose así el ciclo [6-13],
[6-38].
Como la bomba de solventes es la única parte que
se mueve en el sistema hay muy poco desgaste y, en
consecuencia, se necesita poco mantenimiento. Otra
ventaja de las unidades de refrigeración de absorción
es su bajo consumo de electricidad comparado con los
sistemas de refrigeración de compresión, aunque los
últimos también pueden producir temperaturas más
bajas. El método se utiliza en una serie de aplicaciones
agrícolas hoy en día, tales como refrigeración de leche
o aire acondicionado en los establos de vacas.
6.2.5.3 Conceptos para la generación de electricidad
a partir del calor residual
El ciclo orgánico Rankine (ORC) es un proceso por el
cual parte del calor residual excedente de una unidad
de CHP, incluso a bajas temperaturas, puede convertirse en energía eléctrica. El principio de esta tecnología se basa en el ciclo del vapor (ver [6-14]), excepto
que en este caso no es agua lo que se usa como medio
de trabajo sino sustancias que hierven y se condensan
a temperaturas bajas. El proceso se utilizó por primera
vez para la generación de energía eléctrica en aplicaciones geotérmicas, donde ha tenido éxito por muchos
años. Actualmente se está realizando pruebas con sustancias ambientalmente seguras (aceite de silicona)
como medio de trabajo. Se supone que estas sustancias reemplazarán las que estuvieron disponibles previamente en el mercado, que son muy inflamables
(por ejemplo, tolueno, pentano o propano) o dañinas
para el medio ambiente (CFC) [6-14]. Aunque el proceso de ORC se utiliza a menudo en combinación con
plantas de energía eléctrica que utilizan madera como
elemento de combustión, el uso de esta tecnología en
combinación con la combustión del biogás en plantas
de energía basadas en motores sigue estando en la
etapa de desarrollo.
Se estima que con la ayuda de un proceso de ORC
la energía adicional, que alcanza de 70 a 100 kWel(7-10%),
puede obtenerse de una unidad de CHP medida a un
1 MWel. [6-28].
De acuerdo con [6-19], hasta el momento ha sido
posible desarrollar un prototipo de ORC con una medida de diseño de 100 kWel que opera a una eficiencia
de 18,3% Mientras tanto, un número pequeño de plantas de biogás con tecnología ORC corriente abajo han
comenzado ya su operación.
Como alternativa a la tecnología ORC, existen desarrollos que conectan un generador adicional directamente a la turbina de gas de escape, generando así
energía eléctrica adicional y mejorando la eficiencia
del motor.
6.3 Inyección de gas en una red
6.3.1 Inyección en la red de gas natural
En Alemania, se inyecta bio-metano a una red de gas
natural bien desarrollada. Existen sistemas de transmisión de gas natural de gran escala tanto en Alemania occidental como en Alemania oriental. Estos sistemas permiten abastecer a toda la población de todo el
país así como la utilización del bio-metano. La longitud total de la red es de alrededor de 375.000 km [6-5].
La mayoría del gas natural se importa de otros países
europeos (85%). Los principales proveedores son Rusia (35%), Noruega (27%) y Dinamarca (19%) [6-10].
Debido a que los suministros se originan de distintos
lugares, han surgido cinco redes de gas natural diferentes en Alemania. Éstas difieren en términos de la
calidad del gas que transportan (redes de gas H y L).
Se puede inyectar biogás tratado en varios tipos de
red a diferentes niveles de presión. Se distingue entre
las redes de baja presión (hasta 100 mbar), redes de
presión media (100 mbar a 1 bar) y redes de alta presión (de 1 a 120 bar). También es común diferenciar
entre cuatro niveles de suministro: red de transmisión
145
de larga distancia internacional, red de transmisión
supra-regional, red de transmisión regional y red de
distribución regional [6-5]. Para optimizar los costos
del suministro de gas, la presión de salida del proceso
de tratamiento debe adaptarse a la presión de la red
existente de tal manera que se mantenga a un mínimo
el costo de la posterior compresión. Antes de que se
pueda alimentar el biogás tratado, su presión debe
elevarse a un nivel por encima del que se encuentra en
el punto de entrada a la tubería de transmisión. Por lo
tanto, cada punto de entrada tiene que tener su propio
control de la presión y estación de medición para monitorear el nivel de presión.
Los reglamentos legales que rigen la alimentación
de biogás han sido facilitados recientemente de varias maneras. La reforma de la Ley de Fuentes de
Energía Renovable (1 de enero de 2009), de GasNZV
(Ordenanza sobre el Acceso a la Red de Gas) y de
GasNEV (Ordenanza sobre las Tarifas de la Red de
Gas), que fueron reformadas en 2008 y 2010, permitió resolver asuntos económica y técnicamente controvertidos a favor de la alimentación de biogás. Entre otras cosas, se determinó que los costos de
inversión a la conexión de la red, es decir, en particular el control de la presión de gas y el sistema de
medición, los compresores y la tubería de conexión a
la red pública de gas natural, deben compartirse en
una proporción de 75 a 25 entre el operador de la red
y el proveedor de biogás cuando la planta de biogás
está hasta 10 kilómetros de distancia de la red de gas.
Además, los costos de conexión a la red por parte del
proveedor se limitan a €250,000 para distancias de
más de un kilómetro. Más aún, los costos operativos
permanentes son de responsabilidad del operador de
la red. La innovación más importante que surge de la
primera reforma de 2008 fue que en el futuro se otorgará los productores de bio-metano prioridad para la
conexión a la red y la transmisión de gas [6-11]. En
áreas de flujo bajo de la red (red de distribución) o en
momentos de flujo bajo ('noches de verano templadas'), la cantidad a alimentarse puede ser, en consecuencia, más alta que la capacidad de la red, en cuyo
caso el operador de la red debe comprimir el gas excedente y alimentarlo a la red de gas de flujo más
alto. Actualmente la alimentación a las redes de alta
presión no es lo más usual. Sin embargo, existen en
el mercado compresores de varios diseños para varias tasas de flujo diferentes. En el Capítulo 7 se proporciona información más detallada sobre el marco
legal.
Los requerimientos de calidad que el biogás inyectado tiene que cumplir están también sujetos a normas
146
Fuente: Paterson (FNR)
y están documentadas en los reglamentos relevantes
de DVGW. El Código de Práctica de G 262 establece
instrucciones relativas a las propiedades de gases a
partir de fuentes renovables. G 260 rige la calidad y G
285, la facturación del bio-metano inyectado. El proveedor es responsable de mejorar el bio-metano a las
calidades requeridas en estas regulaciones. El ajuste
fino (ajuste del valor calorífico, odorización, ajuste de
presión) es la tarea del operador de la red. Este trabajo
debería llevarse a cabo de manera tan precisa como
sea posible para evitar la formación de zonas mixtas
mezcladas y oscilantes.
Si la intención es alimentar biogás en una red en
vez de utilizarlo in situ, esencialmente no habría
cambio a la configuración de la planta de biogás,
salvo que no habría unidad de CHP. En ausencia de
una unidad de CHP, se tendría que considerar medios alternativos de proveer energía y calor de proceso. Se puede obtener energía de proceso de la red
de electricidad, mientras que el calentamiento del digestor y el calor de proceso requerido para las tecnologías de procesamiento (por ejemplo, limpieza con
aminas) podría provenir de calderos calentadores,
por ejemplo. Otra opción sería la operación paralela
de una unidad de CHP, que podría estar diseñada
para proporcionar la energía de proceso requerida.
Entonces, el biogás remanente se podría inyectar en
la red.
6.3.2 Alimentación a micro-redes de gas
Una micro-red de gas es un medio de conectar una
planta de biogás a una o más instalaciones de utilización de gas (unidades de CHP satélites) a través tubos.
Esto vale la pena considerarlo en casos donde, aunque
no es posible utilizar todo el biogás in situ, existen demandantes de calor disponibles dentro de un radio
aceptable. En principio, el procedimiento es similar al
de la alimentación de bio-metano en una red de gas
natural. La diferencia es que los requisitos del procesamiento son menos estrictos. Como el contenido
energético del gas no tiene que cambiarse, todo lo que
se requiere es secar y desulfurar el gas utilizando los
métodos descritos en 6.1.1 y 6.1.2. Otra ventaja es una
mejor utilización del calor y el incremento asociado en
la eficiencia general.
Esencialmente existen dos variantes diferentes de
este enfoque: ya sea una operación exclusivamente con
biogás o una mezcla con gas natural, bien de manera
continua (para ajustar la calidad del gas a un nivel requerido) o en ciertos momentos (para satisfacer los picos de la demanda). Las áreas de aplicación preferidas
incluyen las unidades auto-contenidas con facturación
uniforme, las instalaciones municipales, los procesos
industriales y las grandes empresas agrícolas.
La promoción de las micro-redes de gas bajo la Ley
de Fuentes de Energía Renovable no ha sido posible
hasta la fecha debido, en este caso, a la carga financiera que resulta principalmente de los costos de inversión. Los costos operativos, de otro lado, son bajos.
Sin embargo, la promoción de la inversión es posible a
través del programa de incentivos de mercado. Éste
otorga un subsidio de 30% para tuberías de biogás
crudo con una longitud mínima de 300 m [6-6].
Hasta la fecha se ha instalado en Alemania varias
micro-redes de gas. Algunos buenos ejemplos son las
redes de biogás en Braunschweig y en el centro agrícola de Eichhof. Como todos los bonos especificados
en la EEG de 2009 siguen siendo aplicables a una micro-red de gas, esta forma de utilización de biogás es
una opción eficiente para la alimentación de biogás.
6.4 Combustible para vehículos de
motor
En Suecia y en Suiza, el biogás se ha utilizado por muchos años como combustible para buses y camiones así
como para uso privado. En Alemania también se ha
realizado una serie de proyectos, aunque estos todavía
no se han difundido ampliamente. Adicionalmente a la
estación de bio-llenado en Jameln, que vende bio-metano puro se ha añadido bio-metano al gas natural en
más de 70 estaciones de gasolina desde 2009 [6-3].
Hasta el momento, las razones han sido políticas (publicidad) más que económicas.
Si se tiene la intención de utilizar biogás como
combustible para vehículos, tiene que mejorarse hasta
un nivel de calidad aceptable para su uso en los motores que se encuentran comúnmente en los vehículos a
motor de hoy en día. A parte de las sustancia con un
efecto corrosivo en el motor, como el sulfuro de hidrógeno, también es necesario eliminar el dióxido de carbono (CO2) y el vapor de agua del biogás. Como los
vehículos disponibles son generalmente vehículos de
gas natural, es aconsejable mejorar el biogás a calidad
de gas natural (confrontar Sección 6.3.1).
En principio, los vehículos a gas se encuentran disponibles en el mercado global y los venden todos los
fabricantes de vehículos a motor más importantes,
aunque el rango ofrecido en Alemania sigue siendo limitado. Los modelos disponibles pueden ser uno de
dos tipos: monovalentes o bivalentes. Los vehículos
monovalentes operan solamente a gas, pero tienen un
pequeño tanque de gasolina para su uso en una emergencia. En un vehículo bivalente, el motor puede funcionar a gas o a gasolina, según se requiera. Debido al
considerable volumen de biogás no comprimido, dichos vehículos no tienen un rango apreciable. Por esta
razón, el biogás se almacena en tanques de gas presurizados a aproximadamente 200 bar ya sea en la parte
posterior o en el piso del vehículo.
Desde junio de 2002, los bio-combustibles están
exonerados de impuestos, lo cual proporciona el
grado necesario de certidumbre de planeamiento para
la construcción de estaciones de servicio de biogás. El
costo de mejorar de mejorar el biogás es similar al que
se necesita para alimentarlo a una red, a lo cual debe
añadirse el gasto extra de comprimir el bio-metano
para alcanzar el nivel de presión necesario.
6.5 Uso térmico del biogás
El biogás mejorado puede quemarse fácilmente para
dar calor. Los quemadores utilizados para este propósito son principalmente aparatos a gas de todo tipo,
los que se pueden convertir para quemar varios combustibles. Salvo que el biogás se haya mejorado hasta
la calidad de gas natural, el aparato debe adaptarse
para quemar biogás. Si el aparato contiene componentes hechos de metal pesado no ferroso o aleaciones bajas de aceros, el sulfuro de hidrógeno en el biogás
147
puede causar corrosión. En consecuencia, se tiene que
reemplazar estos metales o se debe purificar el biogás.
Se puede distinguir dos tipos de quemadores: quemadores atmosféricos y quemadores de aire forzado.
Los quemadores atmosféricos obtienen su aire de
combustión por aspiración natural del aire ambiente.
La presión requerida del suministro de gas es de
aproximadamente de 8 mbar, lo cual puede ser a menudo provisto por la planta de biogás. En un quemador de aire forzado, el aire de combustión lo suministra un ventilador. La presión de suministro requerida
para el quemador es de al menos 15 mbar. Puede ser
necesario utilizar un compresor de gas para obtener la
presión necesaria de suministro de gas [6-13].
La reforma de la Ley sobre el Calor de las Energías
Renovables incrementó la importancia de la utilización de biogás como fuente de generación de calor. La
Ley estipula que el propietario de un edificio construido después del 1 de enero de 2009 debe asegurar
que el calor generado para el edificio provenga de una
fuente de energía renovable. Sin embargo, además de
estar restringida a los edificios nuevos (con la excepción de Baden-Württemberg), la Ley se refiere sólo al
calor de plantas de CHP con relación al uso de biogás.
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149
7
Marco legal y
administrativo
Los operadores de plantas enfrentan una serie de
asuntos legales relacionados con el planeamiento y la
operación de las plantas de biogás. Antes de iniciar la
construcción de la planta tienen que pensar bien la conexión a la red, la naturaleza del contrato y los requisitos legales que deben cumplir. Cuando están elaborando el concepto de la planta, los operadores tienen
que sopesar varias opciones: el diseño de la planta, la
elección de material de alimentación, la tecnología a
emplearse y la manera en que se utilizará el calor,
todo con la debida consideración de las tarifas de remuneración y los bonos establecidos de acuerdo con
la Ley de Fuentes de Energía Renovable (EEG). Finalmente, una vez que la planta está en operación, el operador de la planta debe cumplir con todos los requisitos relevantes de la ley pública, operar la planta según
las disposiciones de la EEG y proporcionar todas las
certificaciones legales necesarias.
7.1 Promoción de la electricidad proveniente de la biomasa
La Ley de Fuentes de Energía Renovable (EEG) tiene
un papel sustancial que desempeñar en promover la
operación de las plantas de biogás en Alemania.
Uno de los propósitos de la Ley, cuya última enmienda data del primero de enero de 2009, es incrementar la proporción de electricidad suministrada a
partir de fuentes de energía renovable hasta al menos
30% para el 2020 con el fin de mitigar el cambio climático y proteger el medio ambiente. La generación distribuida de energía a partir de biomasa (la cual de
acuerdo con la Ordenanza sobre la Biomasa (BiomasseV) también incluye el biogás obtenido de biomasa)
puede hacer una contribución crucial para lograr este
propósito.
De acuerdo con la EEG, el operador de una planta
de biogás tiene el derecho de conectar la planta a la red
150
7
de electricidad pública y de alimentar la energía eléctrica generada en la planta a la red. Los operadores de
plantas gozan de privilegios por encima de los generadores convencionales de energía no solamente en relación con su conexión a la red, sino que también reciben
una tarifa legal de alimentación por la electricidad que
suministran a la red por un periodo de 20 años. El nivel de la tarifa se determina en parte por el tamaño de
la planta, la fecha en que se puso en marcha y los insumos. Los distintos bonos dispuestos de acuerdo con la
EEG de 2009 tienen un rol que desempeñar particularmente importante en el cálculo de la tarifa de alimentación.
7.1.1 El sistema de bonos de acuerdo con la
EEG
El propósito de los bonos dispuestos de acuerdo con
la EEG es establecer un sistema de incentivo sofisticado para asegurar la conversión de biomasa en electricidad de una manera innovadora y eficiente que sea
amigable con el clima y segura desde el punto de vista
ambiental. Por lo tanto, se proporciona apoyo especial
para la generación de electricidad a partir de fuentes
renovables, como los cultivos energéticos. El bono
NawaRo, como se le llama en alemán (NawaRo = 'nachwachsendeRohstoffe', o recursos renovables), se introdujo en 2004. En inglés a veces se le denomina el
bono de los cultivos energéticos. La intención del legislador era la de apuntar al apoyo tanto del desarrollo de cultivos energéticos como la utilización de la
bosta a favor de la mitigación del cambio climático.
Varias otras disposiciones de la EEG también toman
en cuenta el cambio climático, por ejemplo el bono
para operar en una instalación de calor y energía combinados (bono de CHP). De acuerdo con este último,
se paga una tarifa significativamente más alta a los
operadores de planta que utilizan calor residual que
se obtiene de la generación de energía y, en conse-
Marco legal y administrativo
cuencia, evitan la quema de combustibles fósiles, que
se asocian con las emisiones de CO2 . Se da apoyo focalizado, a través del bono de tecnología, a las tecnologías innovadoras que prometen una generación de
electricidad más eficiente en el mediano o largo plazo,
pero que actualmente todavía no son competitivas.
7.2 Conexión a la red y alimentación
de electricidad
Para calificar para el apoyo de acuerdo con la EEG, el
operador de la planta debe alimentar la electricidad
generada en la planta a la red pública de energía eléctrica, y ponerla a disponibilidad del operador de la
red de energía eléctrica. Esto primero que nada requiere una conexión física a la red por la que la planta
se conecta a la red de energía eléctrica.
7.2.1 Conexión a la red
Cuando se planea y construye una planta de biogás,
es particularmente importante para el operador de la
planta contactar al operador relevante de la red desde
un inicio y aclarar todas las modalidades para la conexión a la red. Por lo tanto, en primer lugar, el operador de la planta tendrá que informar al operador de la
red sobre la intención de construir una unidad de
CHP de biogás en un lugar específico. El operador de
la red también debe ser notificado de la capacidad
eléctrica instalada que se prevé.
Antes de que pueda comenzar la obra de conexión
a la red, normalmente será necesario realizar una
prueba de compatibilidad de la red. El propósito de la
prueba de compatibilidad de la red es establecer si,
dónde y, si fuera aplicable, en qué condiciones es física y técnicamente posible alimentar la red, dada la
capacidad eléctrica que el operador de la planta tiene
como objetivo proporcionar. En la práctica, la prueba
de compatibilidad de red la realiza normalmente el
operador de red, aunque el operador de la planta también puede encargar el trabajo a un tercero. En este último caso, el operador de la red está obligado a enviar
todos los datos necesarios para realizar la prueba al
operador de la planta.
El operador de la planta generalmente tratará de
mantener el costo de conexión a la red al mínimo y de
alimentar la electricidad en la red en el punto más
cercano a la planta. Éste también es el caso normal
dispuesto en la EEG. Sin embargo, el punto de conexión a la red, es decir, el punto en el cual se alimenta electricidad a la red de energía eléctrica, tam-
bién puede estar más lejos en ciertas circunstancias.
Determinar el punto legal de conexión a la red es un
asunto de crucial importancia en lo que respecta a
compartir los costos asociados entre el operador de la
planta y el operador de la red y, en consecuencia, a
menudo da lugar a conflictos legales (ver 7.2.1.1 para
más detalles respecto a determinar el punto de conexión de la red).
A veces puede ser necesario optimizar, mejorar o
fortalecer la red para permitir que se alimente energía
en el punto de conexión de la red de manera que se
pueda recibir y transportar sin dificultad. La Ley se
refiere a esto como una expansión de capacidad. El
operador de la planta puede exigir que el operador de
la red realice una expansión de capacidad inmediatamente en la medida en que sea económicamente razonable, si dicha expansión es necesaria para lidiar con
la electricidad generada en la unidad de CHP de biogás. Si el operador de la red no cumple con la exigencia del operador de la planta, este último puede reclamar una compensación (ver 7.2.1.2para revisar los
detalles de la expansión de la capacidad).
Una vez que el operador de la planta y el operador
de la red han acordado el punto de conexión a la red,
el operador de la planta debe presentar una solicitud
para hacer una reserva firme de capacidad de conexión a la red. Entonces, puede comenzar la obra
para establecer la conexión a la red , incluso antes de
que comience la construcción de la planta. El operador de la planta, a menudo encarga al operador de la
red que haga esto, pero también puede hacer que la
conexión a la red la haga un tercero especialista. Lo
mismo se aplica a medir la electricidad alimentada a
la red. El costo de las medidas para establecer una conexión de red está básicamente a cargo del operador
de la planta (pero ver también 7.2.1.3 con respecto de
quién paga qué).
El derecho que tiene un operador de planta a una
conexión de red deriva directamente de la EEG. Por lo
tanto, un contrato de conexión de red no es absolutamente esencial. Puede tener sentido celebrar un contrato de conexión de red, sin embargo, especialmente
para aclarar asuntos técnicos entre el operador de la
planta y el operador de la red. El operador de la
planta debería hacer que un abogado revise el contrato antes de firmarlo.
7.2.1.1 Determinación del punto de conexión a la red
El punto en el cual se debe hacer la conexión a la red
de energía eléctrica se denomina en la Ley como el
punto de conexión a la red. De acuerdo con la EEG,
151
generalmente la conexión tiene que hacerse en el
punto del sistema de la red que sea técnicamente conveniente para recibir la electricidad respecto al nivel
de voltaje y a la distancia lineal más corta de la planta
de biogás. No obstante, si es necesario que la conexión
a la red se haga en un punto diferente y más distante
de otra red a un costo en general más bajo, la conexión
se debería hacer en ese punto de la otra red. De
acuerdo con la reforma a la EEG del primero de enero
de 2009, todavía no es claro si éste es el caso si una conexión es menos costosa en general a un punto más
distante en la misma red.
Cuando se lleva a cabo una comparación de costos,
es necesario tener una visión de conjunto en la que inicialmente no importa si el operador de la red o el operador de la planta tengan que cargar con el costo en
las opciones alternativas en consideración. En su lugar, el punto legal de conexión a la red debería determinarse sobre la base de una comparación macro-económica. La decisión sobre la base del pago por
medidas requeridas posteriormente por el operador
de la planta y por el operador de la red no debería tomarse hasta la siguiente etapa.
Este principio puede ilustrarse con ayuda de un
ejemplo: el operador de la planta A construye una
planta de biogás con una capacidad eléctrica de
300 kW en la vecindad inmediata de su fundo agrícola
y quisiera conectar la planta a la red pública de energía eléctrica. La línea de energía eléctrica más cercana
al sitio de la unidad de calor y energía combinados
(15 m de distancia) es una línea de bajo voltaje. Sin
embargo, el nivel de voltaje de la línea de bajo voltaje
significa que es técnicamente inadecuada para recibir
la electricidad. Por lo tanto, tiene que encontrarse el
punto de conexión más cercano a una red de mediano
voltaje. Sin embargo, si fuera más caro hacer la conexión ahí (por ejemplo, debido al costo del mejoramiento de la red que se requeriría) que en otra red de
mediano voltaje que está más lejos, entonces la planta
debería estar conectada en este último punto. La cuestión de cómo se compartirá los costos se pone de lado
por el momento (ver más detalles en 7.2.1.3).
El operador de la planta está en libertad, sin embargo, de elegir un punto de conexión diferente a la
red en vez del establecido de acuerdo con los principios delineados anteriormente. Un caso particular en
el que esto puede tener sentido es si el operador de la
planta es capaz de obtener una conexión significativamente más rápida y comenzar así a alimentar con mayor prontitud. En estas circunstancias, el operador de
la planta debe cubrir los costos adicionales.
152
Finalmente, sin embargo, el operador de la red
tiene el derecho a tomar la decisión final y puede
asignar un punto de conexión definitivo a la red. Si el
operador de la red hace uso de este derecho, no obstante, debe pagar los costos adicionales que surjan
respecto de y por encima de aquéllos para conectarse
en el punto de conexión legal, es decir, el punto más
cercano y económicamente más ventajoso.
7.2.1.2 Expansión de capacidad
Si no se puede alimentar la electricidad en el punto legal de conexión a la red debido a que la capacidad de
la red es inadecuada, el operador de la planta puede
demandar que el operador de la red optimice, fortalezca o mejore la red sin demora de acuerdo con tecnología de última generación. Este derecho también se
aplica incluso antes de que se haya obtenido un permiso según la legislación de control de la contaminación o de edificaciones o antes de que se haya tomado
una decisión oficial provisional. Sin embargo, es necesario que el planeamiento de la planta haya llegado a
una etapa avanzada. Éste es el caso, por ejemplo, si ya
se ha emitido órdenes para los planes detallados o si
ya se cuenta con contratos de producción.
El operador de la red no tiene que comenzar el trabajo de mejoramiento salvo que y hasta que el operador de la planta solicite expresamente esta tarea.
7.2.1.3 Costos de conexión a la red y expansión de
capacidad de la red
Respecto de los costos asociados a la conexión de una
planta de biogás a la red pública de energía eléctrica,
la ley distingue entre los costos de conexión a la red y
los costos de mejoramiento de la red. En consecuencia,
el operador de la planta carga con el costo de conectar
la planta a la red, mientras que el operador de la red
tiene que pagar la optimización, el fortalecimiento y el
mejoramiento de la red. En la práctica, es a menudo
materia de controversia determinar si una medida en
particular, tal como el tendido de una línea de energía
eléctrica o la construcción de una subestación de
transformadores, debiera caer dentro de la categoría
de conexión a la red o de mejoramiento de la red. Los
factores decisivos son si la medida es necesaria para la
operación de la red y quién tiene o adquiere propiedad de las líneas instaladas o de otros componentes
de la instalación. En casos individuales, esto puede
dar origen a cuestiones difíciles de diferenciación. Sin
embargo, el operador de la planta siempre debe evitar
asumir la propiedad de las líneas, los transformadores
u otras instalaciones que considere que pertenecen a
la red y que no forman parte del equipamiento para
establecer la conexión.
Como los costos del trabajo de construcción requeridos para conectar la planta a la red pueden variar
considerablemente y si dependen grandemente del
punto de conexión a la red, en este respecto también
es aparente que la elección del punto de conexión es
particularmente importante para el operador de la
planta.
7.2.2 Gestión de la alimentación
De acuerdo con la EEG, los operadores de plantas de
biogás u otras plantas de las EEG con una capacidad
eléctrica de más de 100 kW están obligados a equipar
la planta de biogás con ciertos dispositivos técnicos
para permitir al operador de la red una gestión de alimentación eficaz. El propósito de la gestión de alimentación es evitar la sobrecarga de la red. Con este
fin el operador de la red tiene derecho, en las circunstancias fijadas en la ley, a reducir el producto de las
plantas de generación de energía eléctrica con una capacidad por encima de 100 kW o a desconectarlas de
la red. Sin embargo, en esos casos, el operador de la
red siempre deben tomar en cuenta la prioridad otorgada a la electricidad de fuentes de energía renovable
y provenientes de generación combinada de calor y
energía, por encima de la generación de electricidad
producida convencionalmente. Si existe un peligro de
sobrecarga de la red, en consecuencia, el operador de
la red debe primero regular el producto de las plantas
convencionales de generación de energía eléctrica.
En detalle, la Ley dispone que las plantas de biogás
con una capacidad de más de 100 kW deben estar
equipadas con una instalación técnica u operativa que
permita que la energía que se está alimentando se reduzca por control remoto y también que mida la cantidad de energía eléctrica que se está alimentando y
que ponga estos datos a disposición del operador de
la red. Las plantas de biogás que ingresaron al servicio
antes del primero de enero de 2009 tenían que reacondicionarse convenientemente para finales de 2010
a más tardar.
Si el operador de la red reduce la producción de
una planta por un cierto periodo, debe compensar al
operador de la planta por la remuneración de la EEG
pagadera de otro modo así como por cualquier ingreso que se pierda de la venta de calor. Sin embargo,
por su parte, el operador de la planta debe permitir
que se deduzca cualquier ahorro, especialmente ahorro de costos del combustible.
7.2.3 Alimentación de energía eléctrica y venta
directa
Un pre-requisito para recibir la tarifa de la EEG es que
se alimente la electricidad a la red pública y se ponga
a disposición del operador de la red. Si la planta se conecta a la propia red del operador de la planta (por
ejemplo, la red de una compañía) o a una red que pertenece a un tercero, la alimentación a la red pública
puede hacerse sobre base comercial y contable.
Aunque el operador de la planta esté en libertad de
utilizar parte o toda la electricidad que ha generado
para satisfacer sus propias necesidades o para proveer
de energía eléctrica a terceros con una conexión directa a su planta, el operador de la planta no recibirá
ningún pago por concepto de la EEG en ninguno de
esos casos.
Los operadores de la planta también pueden renunciar temporalmente a la tarifa de la EEG y pueden entrar por sí mismos en la venta directa de la electricidad
que alimenta a la red pública de energía eléctrica ya sea
en el mercado mayorista de electricidad o directamente
a terceros. La electricidad que se vende en una bolsa de
electricidad se negocia sin referencia al método de generación. En otras palabras, se vende como 'electricidad
gris'. Además, no obstante, los operadores de la planta
tienen la opción de comercializar el valor ecológico
agregado de la generación de energía a partir de fuentes de energía renovable en la forma de certificados de
electricidad verde (por ejemplo, los REC). En los contratos bilaterales de suministro, también es posible considerar la venta de electricidad directamente como
'electricidad verde'. La venta directa no tiene sentido
económico, no obstante, salvo que los ingresos provenientes de vender la electricidad por cuenta propia del
operador de la planta sean más altos que los derivados
de la tarifa de la EEG.
Si los operadores de la planta deciden vender su
electricidad directamente, deben hacerlo por meses
calendario completos. Pueden alternar entre la tarifa
de la EEG y la venta directa mes por mes, pero deben
notificar al operador de la red del cambio antes del
inicio del mes calendario previo. Por ejemplo, si un
operador de la planta desea cambiar hacia la venta directa a partir de octubre de 2010, debe informar al
operador de la red de esto a más tardar el 31 de agosto
de 2010. Si luego desea revertir a la tarifa de la EEG de
noviembre de 2010, debe informar al operador de la
red a más tardar el 30 de setiembre de 2010.
Los operadores de las plantas también están en libertad de vender directamente sólo un cierto porcentaje de la electricidad generada en un mes calendario
153
determinado, en vez de toda la energía, y seguir exigiendo la tarifa de la EEG por el resto de la electricidad. En este caso también deben notificar al operador
de la red del porcentaje de electricidad a venderse directamente antes del inicio del mes calendario previo
y deben mantenerse a este porcentaje verificable durante todo momento. Se debe mantener el porcentaje
por cada cuarto de hora durante el mes.
Las siguientes secciones describen en detalle cómo se
determina el nivel de pagos y el periodo por el cual se
paga. Un examen de lo que se quiere decir con los términos 'planta' (o 'instalación' tal como se utiliza en la
Ley) y 'puesta en marcha', que son cruciales para el nivel y duración de los pagos aparece luego de la descripción de los principios fundamentales. Las secciones finales revisan más estrechamente los distintos
bonos pagaderos de acuerdo con la EEG para la energía eléctrica generada a partir del biogás.
las plantas pequeñas, a las que el legislador considera
particularmente aptas para la promoción, reciben una
tarifa más alta.
Como diferencial por el tamaño de la planta, la
EEG incluye una escala de pagos deslizante que se
basa en umbrales de capacidad legalmente definidos.
Si la capacidad eléctrica de la planta excede un cierto
umbral cuando se está calculando el pago, la energía
eléctrica generada debe fijarse en relación con los umbrales respectivos de capacidad. La tarifa de la EEG
promedio para la electricidad a partir de una planta
de biogás se calcula entonces por el promedio de los
pagos concedidos por cada una de las porciones de capacidad individuales. Esto asegura que el pago promedio se reduzca sólo ligeramente en donde la producción exceda un cierto umbral por una cantidad
insignificante y que la operación de una planta de biogás hecha a la medida del lugar específico tenga sentido económico.
No es la capacidad eléctrica instalada de la planta
sino su producción anual promedio la que determina
cómo la energía eléctrica alimentada a la red se asigna
a las diferentes porciones de capacidad. La producción anual promedio se calcula dividiendo la cantidad
total de electricidad alimentada a la red en un año calendario por el número total de horas completas en
ese año calendario: por lo tanto, como regla general,
entre 8.760. Un efecto secundario de esto es que las
plantas que no han generado electricidad por un
cierto periodo debido a trabajo de mantenimiento, por
ejemplo, recibirán un pago promedio más alto por kilowatt-hora que aquello a lo que tendría derecho si
hubieran estado en operación continua con carga total.
7.3.1.1 Nivel de pagos de tarifas
7.3.1.2 Duración de los pagos de tarifas
El nivel de la tarifa se determina por, entre otras cosas,
el tamaño de la planta, la fecha en la que se puso en
marcha y la fuente de energía. Además, la ley incluye
un sistema de bonos diferenciados que ofrece varios
incentivos al uso de ciertos materiales como insumo,
el empleo de nuevas tecnologías y a la eficiencia en el
uso del calor.
Cuando se calcula el nivel de pago, el primer
punto que se debe notar es el tamaño de la planta de
biogás: cuanto mayor sea la capacidad eléctrica instalada de la planta, menor será el pago por la energía
eléctrica generada. Así la Ley toma en cuenta el hecho
de que el costo específico de cada kilowatt-hora de
electricidad generada caerá a medida que se incrementa el tamaño de la planta. Para compensar esto,
El derecho al pago de la tarifa de la EEG no continúa
por un tiempo ilimitado. Está restringido a un periodo
de 20 años calendario más la parte remanente del año
en la que se puso en marcha la planta de biogás. Por
ejemplo, si se pone en marcha una planta el primero
de julio de 2010, el periodo de pago se inicia el primero de julio de 2010 y termina el 31 de diciembre de
2030. La fecha de puesta en marcha de una planta es la
fecha en que comenzó la operación, independientemente del combustible que utiliza. Si una planta funciona inicialmente con gas natural o petróleo, por
ejemplo, y si se convierte en biogás en una fecha posterior, el periodo de pago comienza en la fecha en que
comenzó la operación con gas natural o petróleo.
7.3 Tarifas de la EEG
El derecho a recibir la tarifa de la EEG se inicia tan
pronto se genere electricidad exclusivamente a partir
de fuentes de energía renovable y se comience a alimentarla a la red pública de energía eléctrica. El derecho corresponde al operador de la planta, es decir a
quienquiera que use la planta para la generación de
energía eléctrica independientemente de la propiedad
e implica una exigencia para el operador de la red de
energía eléctrica que recibe la electricidad.
7.3.1 Base para determinar los pagos
154
El periodo legal de pago continúa corriendo incluso si el operador de la planta vende la electricidad
directamente. No existen disposiciones legales que
prevean la extensión del periodo de pago legal. Tampoco se puede extender por una inversión de capital
adicional significativa, ya que, desde el primero de
enero de 2009, la EEG ya no permite la puesta en marcha de plantas renovadas. El reemplazo del generador
tampoco implica el re-inicio del periodo de pago.
Cuando termina el periodo de pago legal, expira el
derecho a exigir el pago de la tarifa EEG. Aunque un
operador de planta siga teniendo el derecho de suministrar su electricidad a la red, con prioridad por encima de otros proveedores, desde ese momento en
adelante tiene que hacer esfuerzos de vender la electricidad directamente.
marcha hasta el 1 de enero de 2010, la tarifa es solamente de 11,55 centavos por kWh. Sin embargo, en el
primer caso, la tarifa se paga por un periodo de veinte
años y sólo un día, mientras que en el último caso se
paga por veinte años y 364 días. Si se tiene todo esto
en cuenta, por lo tanto, el pago total de acuerdo con la
EEG es más alto a pesar del nivel de tarifa ligeramente
menor. No obstante, debe recordarse que es imposible
predecir los precios de la electricidad. Puede ser, por
ejemplo, que la venta directa se haga más atractiva
que la tarifa de la EEG dentro de diez años, en cuyo
caso la ventaja de un periodo de pago más largo ya no
se aplicaría.
7.3.2 Definiciones de planta y fecha de puesta
en marcha - determinar correctamente el
nivel de pago
7.3.1.3 Disminución gradual
El nivel de tarifa pagadero a una planta en el año en
que se puso en marcha sigue siendo constante por
todo el periodo de pago legal.
Sin embargo, se aplican tasas tarifarias más bajas a
plantas que se pusieron en marcha en años más recientes. La EEG dispone una reducción anual en la tarifa de alimentación mínima, con diferentes grados de
reducción dependiendo del tipo de energía renovable.
Esto debe tomar en cuenta no solamente la rentabilidad creciente de la generación de energía a partir de
fuentes de energía renovable y las ventajas tecnológicas, sino también el crecimiento del número de
plantas construidas, lo cual generalmente disminuye
los precios.
Al 1%, la reducción anual por la electricidad proveniente del biogás, tanto para la tarifa básica como para
los bonos, es la menor de la escala de disminución gradual. No obstante, sirve como incentivo económico
para que el operador de la planta asegure que la planta
de biogás se ponga en marcha antes del final del año en
consideración. Por otro lado, si se pone en marcha una
planta justo antes del final de un año calendario, la ventaja económica de evitar la disminución gradual debe
sopesarse contra la desventaja económica de lo que sería, en general, un periodo de pago garantizado de la
EEG significativamente más corto, debido a que el
tiempo remanente del año de puesta en marcha es extremadamente corto.
Por ejemplo, el operador de una planta con una
capacidad de 150 kW que se pone en marcha el 31 de
diciembre de 2009 recibe una tarifa básica de
11,67 centavos por kWh. Si la planta no se pone en
Determinar qué es una 'planta' así como la fecha de
puesta en marcha de la planta es sumamente importante para determinar la tasa tarifaria relevante en
cada caso en particular.
Tabla 7.1: Tarifas para plantas de biogás que se pusieron en
marcha en 2011
Producción de la
planta según la
definición de la
Sección 18 inciso 2 de
la EEG
Tarifas en centavos por
kWh
(puesta en marcha en
2011)a
Tarifa básica de la
electricidad
proveniente de la
biomasa
hasta 150 kW
hasta 500 kW
hasta 5 MW
hasta 20 MW
11,44
9,00
8,09
7,63
Bono de calidad
del aire
hasta 500 kW
+0,98
Bono NawaRo
hasta 500 kW
hasta 5 MW
hasta 150 kW
hasta 500 kW
hasta 500 kW
+6,86
+3,92
+3,92
+0,98
+1,96
Bonos de CHP
hasta 20 MW
+2,94
Bono de
tecnología
hasta 5 MW
Bono de bosta
Bono de manejo
del paisaje
+1,96 / +0,98b
a. De acuerdo con el memorando explicativo de la ley, las tarifas
especificadas en la EEG se añaden primero, luego se reducen por la
tasa de disminución gradual anual de 1% y finalmente se
redondean a dos puntos decimales. Por lo tanto, en los casos
individuales, la tarifa aplicable puede diferir del total de las tarifas
especificada aquí.
b. La cifra menor se aplica a las plantas de procesamiento de gas con
una capacidad máxima de más de 350 metros cúbicos normales
hasta un máximo de 700 metros cúbicos normales de gas crudo
procesado por hora.
155
7.3.2.1 Planta tal como se define en la EEG
La EEG define 'planta' ('instalación' en la traducción al
inglés de la Ley) como cualquier instalación que genere electricidad a partir de fuentes de energía renovable, es decir, básicamente cualquier planta de biogás con una unidad de CHP. En contraste con la
posición legal antes de 2009, ya no es necesario que la
planta sea capaz de generar electricidad 'independientemente' a partir de fuentes de energía renovable. De
acuerdo con el memorando explicativo de la Ley, esto
se hace para introducir una definición más amplia del
término 'planta'.
Las configuraciones de planta en las que más de
una unidad de CHP se encuentran conectadas a una
planta de biogás no son fáciles de categorizar según la
ley. Se debaten muchos temas en este respecto y hasta
ahora no se han aclarado finalmente, a pesar de una
recomendación de la Cámara de Compensaciones de
la EEG emitida el primero de julio de 2010 (Ref.
2009/12). Los comentarios a continuación son sólo
una reflexión del punto de vista personal del autor, en
general no son vinculantes y no son un sustituto para
el consejo legal en casos individuales.
En opinión del autor y contrariamente a la
recomendación 2009 / 12 de la Cámara de Compensaciones de la EEG, si se opera dos o más unidades
de CHP en una planta de biogás y se utiliza conjuntamente las mismas instalaciones de producción de
biogás (digestor, tanque de digestato, etc.), cada una
no debe considerarse como una planta separada debido a que existe actualmente una definición de
planta más amplia. Por el contrario, forman parte de
una planta conjunta. De acuerdo con este punto de
vista, es irrelevante la cuestión de si los requisitos
adicionales en la Sección 19 inciso 1 de la EEG se
cumplen. Por lo tanto, la producción promedio de la
planta, que es crucial para determinar el nivel del
pago de la tarifa, debe calcularse sobre la base de la
cantidad total de energía suministrada a la red en un
año calendario. En otras palabras, para calcular la tarifa, se cuenta las producciones provenientes de la
unidades individuales de CHP, que como regla general serán alimentadas a la red a través de una línea
común, conjuntamente como una producción única.
En consecuencia, asumiendo que las unidades de
CHP operan horas similares, una planta de biogás
con una unidad de CHP de 300 kW recibirá la misma
tarifa de alimentación que una planta de biogás con
dos unidades de 150 kW.
Un caso especial que se puede distinguir es el de
las unidades satélite de CHP. Estos son módulos
156
adicionales de CHP directamente conectados a la
planta de generación de biogás por medio de una tubería de biogás crudo. Si se ubica a una distancia suficiente de la unidad de CHP de la planta de generación de biogás, una unidad satélite de CHP puede
considerarse como una planta independiente. Sin
embargo, la EEG no incluye ningún criterio específico que defina las condiciones según las cuales se
puede considerar que una planta es una entidad legalmente independiente. En la práctica, una distancia de aproximadamente 500 m sería el estándar para
definir el criterio clave de 'proximidad espacial directa'. Más allá de esta distancia, una unidad satélite
de CHP siempre debería clasificarse como una planta
independiente. Esta definición no tiene base en la redacción de ley. No obstante, tal criterio fue también
enfatizado expresamente por la Cámara de Compensaciones de la EEG en su recomendación del 14 de
abril de 2009 (Ref. 2008/49). En consecuencia, desde
el punto de vista del autor, será necesario contar con
la opinión de un tercero neutral y evaluar cada caso
por separado. El uso eficiente del calor, por ejemplo,
sugiere que la unidad satélite de CHP sea independiente desde un punto de vista legal.
La condición legal de una unidad de CHP satélite
debería consultarse con el operador de la red relevante antes de que se inicie la construcción.
7.3.2.2 Agrupamiento de dos o más plantas
En ciertas circunstancias, se puede considerar dos o
más plantas de biogás como una planta única para
propósitos de calcular la tarifa, incluso si cada una de
ellas está clasificada como planta separada de acuerdo
con la definición de 'planta' explicada anteriormente.
El objetivo de esta disposición es evitar que se establezca plantas en una configuración diseñada para
aprovechar injustamente los beneficios. La legislación
busca evitar la división macroeconómica sin sentido
de una planta de biogás potencialmente más grande
en dos más plantas de biogás similares para beneficiarse con la tarifa. Esto es porque dos o más plantas
pequeñas recibirán un pago significativamente más
alto que una planta grande debido a las tasas tarifarias
deslizantes (confrontar 7.3.1.1).
La EEG estipula condiciones legales claras para determinar si dos o más plantas deberán clasificarse
como una. Si se cumple con todas esas condiciones, se
considera que las plantas constituyen una sola planta.
De acuerdo con la Sección 19 inciso 1 de la EEG,
dos o más plantas independientes de biogás se clasificarán como una planta única para propósitos de cal-
cular los pagos de la tarifa, independientemente de la
situación de propiedad, si se cumplen las siguientes
condiciones:
- se han construido en el mismo terreno o en proximidad espacial directa;
- cada una de ellas genera electricidad a partir de biogás o biomasa;
- la electricidad generada en las plantas individuales
de biogás se remunera de acuerdo con las disposiciones de la EEG en función de capacidad de la
planta;
- las plantas individuales de biogás se pusieron en
marcha dentro de un periodo de doce meses calendario consecutivos.
De acuerdo con la redacción de la Sección 19, inciso 1
de la EEG, sin embargo, el agrupamiento de dos o más
plantas como una planta única sirve sólo para determinar la tarifa pagadera por el generador que entró en
funcionamiento más recientemente. En general, el generador será idéntico a la unidad de CHP.
Ejemplo: Donde se agrupa tres plantas desde un punto
de vista legal, el derecho de recibir la tarifa sigue siendo
el mismo para la planta que se puso en marcha antes que
la segunda planta.
Cuando el derecho a la tarifa se está determinando para
la segunda planta, sin embargo, no obstante, si se cumple acumulativamente con las condiciones legales, entonces se aplicará la Sección 19, inciso 1 de la EEG y
ambas plantas se agruparán de esa manera.
De modo similar, el derecho a la tarifa para la segunda
planta de biogás permanecerá también invariable
cuando se pone en marcha la tercera planta. Cuando hay
que determinar la tarifa a pagar para la tercera planta de
biogás, si se cumple las condiciones legales, las tres
plantas de biogás se clasificarán como una planta única.
El efecto de la Sección 19, inciso 1 de la EEG se aplica
tanto a los derechos a la tarifa básica como al derecho
a todos los bonos, cuyos niveles asimismo están relacionados con ciertos umbrales de capacidad. Este es el
bono de calidad de aire, el bono de cultivos energéticos, el bono de bosta, el bono de manejo del paisaje y
el bono de tecnología.
7.3.2.3 Ejemplos de configuraciones de plantas individuales
A continuación, se presenta algunos ejemplos ilustrativos para mostrar qué impactos pueden tener las distintas configuraciones de las plantas en la condición
de las plantas y, en consecuencia, el pago de las tarifas. La evaluación de los ejemplos es una pura reflexión de las opiniones personales del autor de esta
sección. No pretende ser vinculante en términos generales ni reemplaza el consejo de un abogado en casos
individuales.
Ejemplo 1: Una planta de biogás comprende un digestor, un digestor secundario, un tanque de almacenamiento de digestato y dos o más unidades de CHP operadas en el mismo sitio que la planta de biogás.
Desde el punto de vista del autor, esto es simplemente
una sola planta, independientemente del número de
unidades de CHP o de la fecha en la que se pongan en
marcha. De acuerdo con la Cámara de Compensaciones de la EEG, por otro lado, éste será el caso sólo si
las unidades de CHP se pusieron en marcha dentro de
los 12 meses consecutivos (Sección 19 inciso 1 de la
EEG).
Ejemplo 2: Una planta de biogás se conecta por tuberías
de biogás crudo a dos unidades de CHP ubicadas en el
mismo sitio que la planta de biogás y a una tercera unidad ubicada a una distancia de 150 metros en un terreno inmediatamente adyacente al sitio de la planta de
biogás. Todas las unidades de CHP se pusieron en marcha en 2009.
En este caso, las dos primeras unidades de CHP mencionadas se clasifican como una planta, como en el
ejemplo 1. En términos de la ley que rige el pago de tarifas, la tercera unidad de CHP también debería agruparse con esta planta, ya que no es una planta independiente en sí misma. No hay suficiente separación
espacial y funcional de la planta de biogás.
Ejemplo 3: Una planta de biogás se conecta por tuberías
de biogás crudo a dos unidades de CHP ubicadas en el
mismo sitio que la planta de biogás y a una tercera unidad en un terreno que no está inmediatamente adyacente al sitio de la planta de biogás sino a 800 metros de
distancia. La tercera unidad de CHP se ubica en un pueblo cercano. El calor residual se utiliza para calentar
edificios de vivienda. Todas las unidades de CHP se pusieron en marcha en 2009.
En este caso, también, las dos primeras unidades de
CHP mencionadas se clasifican como una planta. Sin
embargo, en contraste con el ejemplo 2, la tercera unidad de CHP se clasifica como una planta independiente debido a su independencia espacial y funcional
respecto de la planta de biogás. Por lo tanto, en este
caso, existen dos plantas: la planta de biogás con dos
unidades de CHP y la que es independiente es la tercera unidad de CHP. El agrupamiento de las tres instalaciones en una sola planta de acuerdo con la
Sección 19 inciso 1 de la EEG no se puede aplicar porque la tercera unidad de CHP no está en 'proximidad
espacial directa' de la planta principal.
157
Ejemplo 4: Diez plantas de biogás, cada una constituida
por un digestor, un digestor secundario, un tanque de
almacenamiento de digestato y una unidad de CHP de
capacidad idéntica, no conectadas entre sí de ninguna
manera, se ubican a 20 metros de separación en un terreno parcelado entre las plantas de biogás individuales.
Todas las plantas de biogás se pusieron en marcha en
2009.
En este caso, es verdad que cada planta de biogás es
una instalación completa y separada según la
Sección 3 No. 1 de la EEG. Sin embargo, para los
propósitos de determinación del pago de la tarifa, se
clasifica a las plantas de biogás como una planta de
acuerdo con la Sección 19 inciso 1 de la EEG porque
están en proximidad espacial directa entre sí y se pusieron en funcionamiento dentro de un periodo de
doce meses.
La Sección 19 inciso 1 de la EEG también se aplica
a plantas que se pusieron en marcha antes de 2009. Especialmente aquellos sitios que se pueden describir
como parques de plantas, por lo tanto, inicialmente
tuvieron que enfrentar reducciones considerables en
las tarifas después del 1 de enero de 2009. Desde la
aprobación de la Sección 66 inciso 1a de la EEG, sin
embargo, que fue incluida en la Ley del 1 de enero de
2010, las plantas que ya se operaban como plantas modulares antes del 1 de enero de 2010 se clasifican como
plantas separadas, independientemente de la
Sección 19 inciso 1 de la EEG. De acuerdo con el memorando explicativo de la Ley, los operadores de dichas plantas pueden exigir pago retrospectivo del
monto total de la tarifa a partir del 1 de enero de 2009.
Previamente, varios operadores de planta habían presentado una queja constitucional contra la aplicación
de la Sección 19 inciso 1 de la EEG respecto de las
plantas existentes y, al no haber tenido éxito en ese
sentido, tuvieron que buscar protección legal temporal ante el Tribunal Constitucional Federal.
7.3.2.4 Fecha de la puesta en marcha.
Aparte de la capacidad de la planta, el año en que se
puso en marcha la planta es particularmente importante para determinar el nivel de pago, ya que las tasas
tarifarias caen dentro de cada año subsiguiente a la
puesta en marcha debido al principio de la disminución gradual de la tarifas (ver 7.3.1.3).
De acuerdo con la EEG, se considera que una
planta ha sido puesta en marcha cuando se pone en
operación por primera vez luego de establecer su aptitud operativa técnica. Desde el 1 de enero de 2009, ya
no es irrelevante si el generador de la planta opera con
158
fuentes de energía renovable desde el inicio o si inicialmente funciona (por ejemplo, durante el arranque)
con combustibles fósiles. La alimentación de electricidad a la red no es absolutamente necesaria para que
se ponga en marcha la planta, siempre y cuando la
planta esté lista para operar y el operador de la planta,
a su vez, haya hecho todo lo necesario para hacer posible la alimentación a la red. La operación de prueba
no se considera como la puesta en marcha de una
planta.
La re-ubicación posterior de un generador puesto
en marcha a otro lugar no modifica en absoluto la fecha de la puesta en marcha. Incluso si un generador
que ya ha sido usado se instala posteriormente en una
nueva unidad de calor y energía eléctrica combinados,
la fecha de puesta en marcha de esa nueva unidad de
generación de energía se considera la misma que la
del generador usado, con la consecuencia de que el
periodo de pago de la tarifa de acuerdo con la EEG se
acorta de manera correspondiente.
7.3.3 Nivel de pagos tarifarios en detalle
La tarifa básica y los distintos bonos se describen en
detalle a continuación junto con los requisitos respectivos para el pago. La Tabla 7.1 muestra una vista de
conjunto del nivel de pagos para las plantas de biogás
que se pusieron en marcha en el 2011.
7.3.3.1 Tarifa básica
En relación a la conversión de biogás en electricidad,
el derecho a recibir la tarifa básica para las plantas de
biogás puestas en marcha en 2011 es el siguiente: 11,44
centavos por kilowatt-hora hasta una producción de
planta de 150 kW, 9,00 centavos por kilowatt-hora
hasta una producción de planta de hasta 500 kW, 8,09
centavos por kilowatt-hora hasta una producción de
planta de hasta 5 MW y 7,63 centavos por kilowatthora hasta una producción de planta de 20 MW.
La manera en que se determina la tarifa básica se
puede ilustrar con la ayuda del ejemplo siguiente: la
unidad de CHP de una planta de biogás puesta en
marcha en 2011 tiene una capacidad eléctrica instalada de 210 kW. En 2011, la unidad de CHP logra 8.322
horas de carga completa de operación. La producción
anual promedio tal como se define en la EEG es, por lo
tanto, de 200 kW. De acuerdo con la tarifa básica deslizante, tres cuartos de la electricidad (150 kW de
200 kW) son remunerados a 11,44 centavos por kilowatt-hora y un cuarto de la electricidad (50 kW de
200 kW) a 9,00 centavos por kilowatt-hora. La tarifa
básica promedio, entonces, es aproximadamente 10,83
centavos por kilowatt-hora.
Un pre-requisito para tener derecho a la tarifa básica es que la electricidad se genere a partir de biomasa de acuerdo con el sentido de la Ordenanza sobre
la Biomasa (BiomasseV). La Ordenanza sobre la Biomasa define biomasa como una fuente de energía a
partir de fitomasa y zoomasa y de sub-productos y
productos residuales cuyo contenido energético se deriva de fitomasa y zoomasa. El gas producido de la
biomasa se clasifica también como biomasa.
Todos los materiales de alimentación comúnmente
utilizados en las plantas de biogás están incluidos en
la definición de biomasa. Sin embargo, debe notarse
que de acuerdo con la Sección 3 de BiomasseV, ciertas
sustancias no se reconocen como biomasa dentro del
significado de la Ordenanza sobre la Biomasa. Además de ciertos sub-productos animales, esos también
incluyen lodo líquido de desagües, gas de tratamiento
de desagües y gas de rellenos sanitarios.
Desde 2009, también se ha sido permitido que las
plantas de la EEG utilicen sustancias que, aunque no
cumplen con la Ordenanza sobre la Biomasa, se puede
clasificar como biomasa en el sentido más amplio
(como el lodo líquido de desagüe). Sin embargo, la tarifa que se paga luego se aplicará solamente a la proporción de electricidad que es atribuible al uso de biomasa según el significado de la Ordenanza sobre la
Biomasa.
De acuerdo con el memorando explicativo de la
Ley, sin embargo, esta ampliación del 'principio de exclusividad' no se aplica a la producción de biogás en
sí, debido a que para ser apto para recibir la tarifa, el
biogás mismo debe ser biomasa según el significado
de la Sección 27 inciso 1 de la EEG, y debe cumplir
con los requisitos de la Ordenanza sobre la Biomasa.
Por esta razón, el biogás mismo debe producirse exclusivamente a partir de biomasa según el significado
de la Ordenanza sobre la Biomasa. Sin embargo, posteriormente el biogás puede utilizarse en combinación
con otra 'biomasa gaseosa en el sentido más amplio',
tal como el gas proveniente del tratamiento de aguas
servidas (confrontar Sección 3 No. 11 BiomasseV),
para la generación de energía eléctrica.
Desde el 1 de enero de 2009, la tarifa de alimentación de la EEG para plantas grandes se ha relacionado
a la operación de generación de calor y energía combinados. De acuerdo con esto, la energía eléctrica proveniente de plantas de biogás con un capacidad de más
de 5 MW es apta para recibir las tarifas solamente si
también se utiliza el calor producido durante la generación. La restricción tiene como fin alentar a los ope-
radores a asegurar que las grandes plantas de biogás
se construyan siempre en la vecindad de usuarios
apropiados del calor.
7.3.3.2 Bonos para la utilización de fuentes renovables
La EEG concede un bono para el uso de recursos renovables (biomasa cultivada, cultivos energéticos: conocidos en alemán como los bonos NawaRo y en inglés a
veces como el bonos de cultivos energéticos) con el fin
de compensar el gasto financiero mayor asociado con
el uso de materiales de insumo basados en plantas en
comparación con el uso de biomasa proveniente de residuos, por ejemplo. Esto tiene como objetivo promover el uso más eficiente de la biomasa que surge en las
empresas agrícolas, forestales u hortícolas, especialmente en plantas relativamente pequeñas, en donde la
operación con tales recursos renovables a menudo no
sería económica sin un incentivo financiero adicional.
Si se examina de cerca, el bono NawaRo está constituido de varios bonos diferentes, a veces graduados
de acuerdo con la capacidad de la planta, la cual, por
un lado, depende del tipo del sustrato utilizado y, por
el otro, del tipo de generación de energía eléctrica.
Los recursos renovables, es decir los cultivos energéticos, se definen en la Sección II. 1 del Anexo 2 de la
EEG:
'Los cultivos energéticos se referirán a plantas o partes
de plantas que se originan de operaciones agrícolas, silvícolas u hortícolas o provenientes del paisajismo y que
no han sido tratados o modificados de ninguna manera
diferente que no sea para cosecha, conservación o uso de
la biomasa en las instalaciones'.
La bosta (lodo líquido) es tratada igual a los cultivos
energéticos.
Se proporciona una lista de sustratos clasificados
como cultivos energéticos en una Lista Positiva no exhaustiva. La EEG también contiene una Lista Negativa
(exhaustiva) de los sustratos que no se clasifican como
cultivos energéticos y cuyo uso en consecuencia elimina el derecho al bono NawaRo.
Bono NawaRo general
El bono NawaRo se otorga generalmente con una capacidad de hasta 5 MW e, independientemente del
tipo de biomasa renovable utilizada, para plantas
puestas en marcha en 2011. Este bono llega a 6,86 centavos por kilowatt-hora por la capacidad hasta
500 kW y 3,92 centavos por kilowatt-hora por capacidad encima de 500 kW.
159
Tabla 7.2: Rendimientos de biogás estándar de subproductos puramente basados en plantas de acuerdo con la
Lista Positiva de la EEG (selección) a
Sub-productos puramente
basados en plantas
Rendimiento de biogás estándar de
acuerdo con la
Sección V del Anexo 2 de la EEG
[kWhel/t FM]
[Nm3 CH4/t FM]
Granos residuales (frescos
o prensados)
231
62
Restos de vegetales
100
27
1.346
364
Cáscara de papa
251
68
Pomasa (fresca, no
tratada)
187
51
Harina de aceite de
semilla de colza
1.038
281
(contenido residual de
aceite aproximadamente
de 15%)
1.160
314
Glicerol del
procesamiento de plantas
oleaginosas
a. La Tabla 4.5 en el Capítulo 4 presenta la lista completa.
Una condición previa para otorgar el bono
NawaRo general, aparte del uso exclusivo de cultivos
energéticos y sub-productos basados en plantas, es
que el operador de la planta debe mantener un registro de los materiales de insumo que muestre en detalle el tipo, cantidad y origen de la biomasa utilizada.
Además, el operador de la planta no está autorizado
para operar otra planta de biomasa que utilice sustancias que no sean los recursos renovables aptos en el
mismo sitio de la planta.
Además de los cultivos energéticos y de la bosta,
también está permitido utilizar algunos sub-productos puramente basados en plantas en la conversión de
biogás en electricidad. Los sub-productos permitidos
se especifican exhaustivamente en una Lista Positiva e
incluyen, por ejemplo, pulpa de papa o cáscara de
papa, granos residuales y vinaza de cereales. Sin embargo, el derecho al bono NawaRo es aplicable solamente a la proporción de electricidad que se genera
realmente a partir de los recursos renovables relevantes o de la bosta. La proporción de electricidad elegible para el bono debe determinarse sobre la base de
los rendimientos legales estándar de biogás de los
sub-productos puramente basados en plantas verificados por un experto medio ambiental.
El Anexo 2 de la EEG presenta una visión de conjunto de todas las listas de sustancias utilizadas para
160
generar electricidad a partir de recursos renovables
(Lista Positiva de cultivos energéticos, Lista Negativa
de cultivos energéticos, Lista Positiva de sub-productos exclusivamente provenientes de plantas).
Para que se otorgue el bono NawaRo, si la planta
que genera electricidad a partir de biogás requiere un
permiso de acuerdo con la legislación de control de la
contaminación. La instalación de almacenamiento de
digestato debe contar con una cubierta a prueba de fugas de gas y las otras instalaciones que consumen gas
deben tener dispositivos en previsión de mal funcionamiento eventual o súper-producción. De acuerdo
con la redacción del Anexo 2 No. I. 4 de la EEG, sin
embargo, sólo debe cubrirse las instalaciones de almacenamiento de digestato. La existencia de una instalación de almacenamiento de digestato no es un requisito previo para el bono NawaRo. Se debate si las
instalaciones de almacenamiento de digestato también tienen que tener cubiertas a prueba de fugas de
gas si no pertenecen a la planta de biogás, aunque las
utilice el operador de la plata, o si ya no se debe esperar emisiones de metano debido al tiempo de retención precedente en otros contenedores. A falta de una
regulación transitoria, los requisitos adicionales también se aplican a plantas que se pusieron en marcha
antes del primero de enero de 2009. Sin embargo,
cuando la adicción de dicha cubierta incurriera retrospectivamente en costos que el operador existente apenas pudiera refinanciar económicamente, en ciertas
circunstancias se puede evaluar esto como desproporcionado y de este modo contrario a la ley (referirse a la
Sección 3.2.3 para consideraciones técnicas adicionales respecto en particular al almacenamiento de digestatos).
Bono de bosta
Por encima del bono NawaRo general, surge el derecho adicional a un bono por el uso de bosta para la generación de electricidad a partir del biogás. El propósito del bono de bosta es asegurar un uso más
eficiente de la bosta pecuaria para la producción de
biogás y reducir la aplicación de bosta no tratada y,
por lo tanto, emisora de metano en los campos. El
bono se paga por una capacidad de planta de hasta
500 kWel solamente. Este límite se fija para evitar el
posible transporte de grandes cantidades de bosta a lo
largo de grandes distancias ('turismo de bosta').
De acuerdo con la definición oficial en el Reglamento (CE) No. 1774/2002/EC (Regulación de Higiene
de la UE), la bosta se define como sigue:
'Excremento y / u orina de animales criados, con o sin
cama, o guano, no procesado o procesado de acuerdo con
el Capítulo III del Anexo VIII o transformado de otra
manera en biogás o plantas de composteo'.
El bono de bosta se paga de acuerdo con una escala
deslizante y para plantas de biogás que se pusieron en
marcha en 2011 alcanza 3,92 centavos por kilowatthora para la porción de la capacidad de hasta 150 kW
y 0,98 centavos por kilowatt-hora para la porción de la
capacidad superior y hasta 500 kW. Las plantas que
tienen una capacidad mayor pueden exigir el bono de
bosta de manera prorrateada de acuerdo con lo anterior.
Una condición previa para el pago del bono de
bosta es que la bosta en todo momento represente al
menos 30% de la masa de los sustratos utilizados para
producir el biogás. La proporción de bosta se determina sobre la base de la tasa total de procesamiento
de la biomasa en la planta y la masa se determina por
peso.
El umbral de 30% por masa debe respetarse en
todo momento. La base para verificar el cumplimiento
permanente de esta proporción mínima es el registro
de sustancias utilizadas, que debe mantener obligatoriamente el operador de la planta. La verificación
misma debe presentarse una vez al año, antes del 28
de febrero del año subsiguiente, mediante un informe
de experto preparado por un verificador ambiental.
Para preparar el informe experto se usa los detalles
proporcionados en el registro de sustancias.
Las plantas que utilizan gas proveniente de una
red de gas para generar electricidad no tienen derecho
al bono de bosta. Esto se relaciona en particular al uso
del gas natural clasificado como un bio-metano y tomado de la red de gas natural (referirse a la 7.4para los
detalles adicionales). Dichas plantas operadas con intercambio de gas (Gasabtausch) sólo reciben el bono
NawaRo general de hasta 7,0 centavos por kilowatthora. Sin embargo, el autor considera que las plantas
que generan energía y obtienen biogás a través de una
micro-tubería de gas directamente de la planta de producción de gas no están incluidas en esta exclusión
(ver también 7.3.2.1). El esquema establecido de
acuerdo con la ley respalda lo dicho: dichas plantas no
utilizan gas natural clasificado como bio-metano, sino
biogás 'genuino' del tubo, con la consecuencia que la
referencia a la ficción legal de la Sección 27 inciso 2 de
la EEG no habría sido necesaria en absoluto. Además,
un tubo de gas único no es una red de gas dentro en el
significado del No. IV. 2. b) oración 3 del Anexo 2 de la
EEG: De otra manera, la excepción se aplicaría siempre, sujeta a una diferenciación legalmente incierta de
acuerdo con la longitud de los tubos de gas, y ya no sería una excepción debido a que toda unidad de CHP
de biogás está conectada con el digestor por un tubo
de gas.
Bono de manejo del paisaje
Otro bono adicional en relación con el bono NawaRo
es el bono de manejo del paisaje, el cual se paga por
utilizar recortes, material de poda, etc. proveniente
del mantenimiento del paisaje. Si una instalación de
biogás utiliza principalmente plantas o partes de plantas que surgen en el curso del manejo del paisaje, la tarifa legal para las plantas de gas que se pusieron en
marcha en el 2011 se incrementa en 1,96 centavos por
kilowatt-hora. Este bono también se paga por la porción de capacidad de planta de hasta 500 kW solamente. Las plantas con una capacidad más alta tienen
derecho a reclamar el bono a pro rata.
Los residuos del manejo del paisaje comprenden
residuos materiales no dirigidos a un uso específico
en ningún otro lugar y, así, no se cultivan específicamente para un propósito, sino que surgen como un
sub-producto inevitable del manejo del paisaje. El
bono de manejo del paisaje crea una opción de utilización para estas sustancias residuales mientras que al
mismo tiempo reduce la competencia por tierras en el
sector de la biomasa, en línea con las intenciones del
legislador.
Los detalles de los requisitos individuales para el
derecho a este nuevo bono de manejo del paisaje son
todavía materia de discusión (ver también 4.5). La Cámara de Compensaciones de la EEG completó su proceso de recomendaciones 2008/48 relativo al bono de
manejo del paisaje en setiembre de 2009. Defiende una
definición amplia del término 'residuos del manejo
del paisaje'. De acuerdo con esto, el peso de la masa
fresca es el valor de referencia clave para evaluar si
una planta usa 'principalmente' material de manejo
del paisaje, es decir por encima del 50%.
A diferencia de la situación con el bono de bosta, la
EEG no estipula explícitamente que los requisitos
para el bono de manejo del paisaje deban cumplirse
en todo momento. Por lo tanto, debería ser suficiente
si se cumple la proporción mínima cuando se determina el balance de fin de año.
7.3.3.3 Bono de calidad del aire
La enmienda de la EEG del primero de enero de 2009
introdujo por primera vez un bono de calidad del aire
para plantas de biogás. El objetivo es reducir las emisiones carcinogénicas de formaldehído que se forman
cuando se combustiona el biogás en las unidades de
CHP. Por lo tanto, a veces el bono se denomina tam161
bién como bono de formaldehído. El bono está diseñado para alentar el uso de motores de baja emisión,
por ejemplo, o el re-acondicionamiento de convertidores catalíticos.
La tarifa básica se incrementa en 0,98 centavos por
kilowatt-hora para plantas de biogás que se pusieron
en marcha en 2011 con un capacidad de hasta 500 kW
inclusive si las emisiones de formaldehído no exceden
el límite legal durante la operación de la planta. EL
bono no se paga a plantas que generan electricidad a
partir de bio-metano 'virtual', el cual, de acuerdo con
las disposiciones de la EEG, se inyecta en un punto en
la red de gas y se extrae en otro.
Además, el derecho al bono se restringe a las plantas de biogás que pueden recibir autorización según
la Ley de Control de la Contaminación de Alemania
(BImSchG). En particular, las plantas con un insumo
térmico medido de más de 1 MW requieren una licencia según BImSchG. Si el insumo térmico medido está
por debajo de ese umbral, la planta puede recibir licencia de acuerdo con BImSchG sólo en ciertas instancias (para más detalles ver 7.5.1). Si la planta sólo
requiere permiso de construcción pero no licencia de
BImSchG, el operador no tiene derecho a solicitar el
bono de formaldehído.
Los operadores de plantas que se pusieron en marcha antes del primero de enero de 2009 pueden asimismo solicitar el bono. Según la letra del acuerdo
transitorio de la EEG, lo mismo se aplica a las plantas
existentes si la planta no requiere una licencia de
BImSchG.
Los niveles de emisión en los que el operador de
una planta puede recibir el bono son motivo de discusión. La Ley dispone que 'los límites de formaldehído
establecidos en línea con el requisito de minimizar las
emisiones estipuladas en las Instrucciones Técnicas
sobre el Control de la Calidad del Aire' deben cumplirse. La autoridad responsable fija los límites relevantes en la notificación de licencia emitida de
acuerdo con la legislación de control de la contaminación. Se basan en las normas de emisión especificadas
en las Instrucciones Técnicas sobre el Control de la
Calidad del Aire, de acuerdo con las cuales el formaldehído en el gas de escape no debe exceder una concentración de masa de 60 mg/m³, pero también debe
tenerse en cuenta el requisito de minimizar las emisiones. Para cumplir con el requisito de minimizar las
emisiones, la autoridad también puede imponer valores de emisiones más bajos en casos individuales y / o
exigir que el operador de planta tome pasos específicos adicionales para minimizar las emisiones. Estas
consideraciones sugieren que los niveles de emisio162
nes establecidos en la notificación de la licencia respectiva son también cruciales para determinar el derecho del operador de la planta a recibir el bono. Sin
embargo, de acuerdo con una decisión del Grupo de
Trabajo Federal / Estadual sobre el control de la contaminación
(Bund-/Länder-Arbeitsgemeinschaft
Immissionsschutz – LAI) del 18 de setiembre de 2008,
la notificación oficial exigida para verificar el cumplimiento de los límites se emite sólo si las emisiones de
formaldehído no exceden 40 mg/m³.
La verificación del cumplimiento de los límites se
dispone por certificación escrita de la autoridad responsable de supervisar el control de la contaminación
según la ley del estado en cuestión. La certificación
oficial de cumplimiento de los Límites de Formaldehido incluidos en las Instrucciones Técnicas sobre el
Control de la Calidad del Aire en línea con el requisito
de minimizar emisiones se otorga al operador luego
de la presentación del informe de emisiones ante la
autoridad responsable. Luego la certificación puede
presentarse al operador de la red como prueba de
cumplimiento.
7.3.3.4 Bonos de CHP
Con el bono de CHP, la EEG dispone un fuerte incentivo financiero para la utilización del calor residual
que surge en la generación de electricidad. La utilización del calor incrementa la eficiencia de energía general de una planta de biogás y puede ayudar a reducir la combustión de los combustibles fósiles. La
reforma de la EEG incrementó el incentivo financiero,
elevando el bono desde 2,0 a 3,0 centavos por kilowatt-hora (para plantas puestas en marcha en 2009).
Al mismo tiempo, sin embargo, los requisitos respecto
de la utilización del calor se hicieron más estrictos
para asegurar que se utilice el calor significativamente.
Para que el operador pueda solicitar el bono, la
planta no solamente debe producir electricidad por
co-generación (calor y energía combinados), sino que
también debe tener una estrategia significativa para la
utilización del calor que se produce.
Respecto de la electricidad proveniente de la co-generación, la EEG se refiere a la Ley de Calor y Energía
Eléctrica Combinados (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz – KWKG). De acuerdo con esta Ley, la planta
debe simultáneamente convertir el insumo de energía
en electricidad y en calor útil. Para instalaciones de
CHP producidas en serie con una capacidad de hasta
2 MW, el cumplimiento de este requisito puede demostrarse por medio de documentación apropiada
del fabricante que muestre la producción térmica y
eléctrica y la ratio de energía eléctrica a calor. Para
plantas con una capacidad de más de 2 MW, se debe
presentar prueba de que la planta cumple con los requisitos del Código de Práctica FW 308 de la Asociación Alemana del Calor y de la Energía Eléctrica
(AGFW).
Según las disposiciones de la EEG, se considera
que se hace buen uso del calor si se utiliza de acuerdo
con la Lista Positiva (confrontar No. III, Anexo 3 de la
EEG). Algunos ejemplos de partidas de la Lista Positiva son el suministro a ciertos edificios de insumo térmico anual máximo de 200 kWh por m2 de área de superficie utilizable, la alimentación del calor a una red
de suministro de calor que cumple ciertos requisitos y
el uso de calor de proceso en ciertos procesos industriales. Existe una serie de asuntos que todavía no se
han aclarado legalmente en relación con ciertos usos
del calor mencionados en la Lista Positiva.
Algunos ejemplos de usos no aceptables del calor
de acuerdo con la Lista Negativa (No. IV., Anexo 3 de la
EEG) son la calefacción de ciertos edificios sin aislamiento térmico adecuado y el uso del calor en procesos
ORC o de ciclo Kalina. La Lista Negativa es una lista
exhaustiva de usos inadmisibles del calor. Sin embargo,
la descalificación para el bono de CHP por el uso del
calor en módulos ORC o de ciclo Kalina según el No.
IV.2, Anexo 3 de la EEG se relaciona sólo a aquella porción del calor residual de una unidad de CHP que se
utiliza en un módulo de generación de energía eléctrica
añadida de ese tipo. Como regla general, el uso del calor de esta manera no otorga derecho al bono, porque la
unidad de CHP y el módulo añadido de generación de
energía eléctrica constituirán normalmente una planta
única tal como se define en la Sección 3 inciso 1 de la
EEG, con la consecuencia de que el uso del calor en el
módulo añadido de generación de energía eléctrica no
representa un uso del calor fuera de la planta. Sin embargo, si el calor (residual), originalmente proveniente
de la unidad de CHP, se suministra para algún otro uso
de acuerdo con la Lista Positiva luego de pasar por primera vez a través del proceso de generación de energía
subsiguiente, entonces el autor considera que el bono
de CHP se pagará tanto por la electricidad generada en
el módulo añadido de generación de energía eléctrica
como por la electricidad generada en la unidad de
CHP. Tratar la electricidad generada en la unidad de
CHP como electricidad de CHP no contradice el No.
IV.2, Anexo 3 de la EEG, porque la proporción de calor
consumida en el proceso añadido de generación de
energía eléctrica no se toma en cuenta cuando se determina la cantidad de calor utilizado externamente. La li-
mitación del derecho al bono de CHP a la electricidad
generada en el módulo añadido de generación de energía eléctrica, por otro lado llevaría a una discriminación
injustificada considerable contra aquellas plantas que
tienen un módulo adicional de generación de energía
así como la unidad de energía y calor combinados.
Si no se utiliza el calor de acuerdo con la Lista Positiva, el operador de la planta todavía puede recibir el
bono en ciertas circunstancias. Esto exige cumplir con
cada una de las siguientes condiciones:
- el uso deseado del calor no debe estar incluido en la
Lista Negativa,
- el calor generado debe reemplazar una cantidad de
calor de combustible fósiles en cantidad comparable, es decir hasta al menos 75%, y
- los costos adicionales que alcanzan al menos €100
por kW de producción de calor deben surgir como
resultado del suministro de calor.
No es claro cómo se debe entender 'reemplazar' como
una condición para el derecho. En edificios nuevos suministrados con calor residual proveniente de la unidad de CHP desde el inicio, el reemplaza real de fuentes de energía fósil no es posible en tanto tal, de
manera que esto es en el mejor de los casos un reemplazo potencial. En esta medida se puede asumir que
un reemplazo potencial también será suficiente. De
acuerdo con esto, el operador de la planta debe explicar que se tendría que haber utilizado fuentes de energía fósil si el calor no hubiera sido proporcionado por
la unidad de CHP.
Los costos adicionales que se pueden tomar en
cuenta son costos por los intercambiadores de calor,
generadores de vapor, tuberías e instalaciones técnicas similares, pero no costos más altos de combustible.
El informe experto de un verificador ambiental
aprobado debe proporcionar la verificación de que el
calor se ha utilizado en línea con la Lista Positiva y
que los combustibles fósiles han sido reemplazados
junto con indicación de la inversión adicional de capital.
7.3.3.5 Bono de tecnología
El bono de tecnología crea un incentivo financiero
para utilizar tecnologías y sistemas innovadores que
son particularmente eficientes en el uso de la energía
y que tienen por lo tanto un impacto reducido en el
medio ambiente y el clima.
Se paga el bono por el uso de biogás que se ha procesado hasta alcanzar la calidad de gas natural, así
como por el uso de tecnología de planta innovadora
para la generación de electricidad. Se apoya el proce163
samiento de gas cuando se cumple los siguientes criterios:
- emisiones de metano máximas de 0,5% durante el
procesamiento,
- el consumo de energía para el procesamiento no excede 0,5 kWh por metro cúbico normal de gas
crudo,
- todo el calor del proceso para el procesamiento y la
producción de biogás se entrega desde fuentes de
energía renovable o es calor residual proveniente de
la planta misma, y
- la capacidad máxima de la instalación que procesa
gas es 700 metros cúbicos normales de gas procesado por hora.
El bono de tecnología alcanza a 2,0 ct/kWh para toda
la electricidad generada a partir del gas producido en
dichas plantas de procesamiento de gas hasta una capacidad máxima de planta de procesamiento de gas
de 350 metros cúbicos normales de gas procesado por
hora y 1,0 ct/kWh para plantas de una capacidad
máxima 700 metros cúbicos normales por hora.
De acuerdo con el Anexo 1 de la EEG, las tecnologías de planta particularmente innovadoras para la
generación de electricidad del biogás incluyen celdas
de combustible, turbinas de gas, motores a vapor, sistemas orgánicos de ciclo Rankine, instalaciones multicombustible como los sistemas de ciclo Kalina y motores Stirling. Además, fomenta la conversión termoquímica de la paja y a plantas diseñadas exclusivamente para la digestión de bio-residuos con tratamiento pos-pudrición.
El bono ya no se otorga por digestión seca en plantas que se pusieron en marcha luego del 31 de diciembre de 2008 porque las plantas de digestión seca no
son conformes al requisito legal de un proceso innovador que reduce el impacto en el clima.
Una condición previa del apoyo para las tecnologías y procesos antes mencionados es que deben lograr una eficiencia eléctrica de al menos 45% o debe
usarse el calor al menos durante parte del tiempo y en
cierta medida.
Cuando se utiliza tecnologías de planta innovadoras se paga un bono de 2,0 ct/kWh. Sin embargo, el
bono se otorga para la proporción de la electricidad
que se produce utilizando dichas tecnologías o procesos. Si una unidad de CHP también genera electricidad utilizando otros métodos que no cumplen con los
requisitos, el operador de la planta no recibe un bono
de tecnología respecto de esa proporción.
164
7.4 Procesamiento y alimentación de
gas
No siempre tiene sentido económico y ambiental utilizar el biogás en el lugar donde se produce, es decir
cerca de la planta de biogás. La generación de electricidad está inevitablemente acompañada por la producción de calor, lo cual a menudo no se puede utilizar
significativamente en el sitio de la planta de biogás. En
ciertas circunstancias, por lo tanto, puede tener sentido
romper el lazo entre la generación y utilización del biogás. Así como una tubería de biogás crudo permite
transportar el biogás a distancias de entre unos cientos
de metros hasta varios kilómetros para su uso en plantas satélite (para más detalles ver 7.3.2.1), también es
posible considerar el procesamiento del gas y su alimentación a la red pública de gas natural. Luego de haber sido alimentado a la red, el biogás puede sacarse
'virtualmente' de cualquier punto en la red y convertirse en electricidad y calor en una planta de calor y
energía eléctrica combinados.
7.4.1 Requisitos para el pago de la tarifa de la
EEG
Los operadores de unidades de CHP que utilizan el
bio-metano en sus plantas de esta manera reciben
esencialmente el mismo pago que el que reciben si el
gas se convierte directamente en electricidad en la
ubicación de la planta de biogás. Lo mismo se aplica
cuando el gas se suministra mediante una micro-tubería de gas. Además, si se suministra biogás a la red de
gas natural, el bono de tecnología se paga por procesamiento del gas: de acuerdo con el Anexo 1 de la
EEG, el pago se incrementa en 2,0 ct/kWh si se ha procesado el biogás hasta la calidad del gas natural y si se
ha cumplido ciertos requisitos (ver más detalles en
7.3.3.5). Sin embargo, los operadores de la planta no
pueden reclamar el bono de calidad del aire (ver
7.3.3.3) o el bono de bosta (ver 7.3.3.2) si el biogás se
suministra por la red.
De acuerdo con la Sección 27 inciso 3 de la EEG, no
obstante, el derecho a la tarifa de la EEG se aplica solamente a la proporción de electricidad de CHP, es decir
a la electricidad que se genera con uso simultáneo del
calor según el sentido del Anexo 3 de la EEG. Por lo
tanto, finalmente, sólo las unidades de CHPpara el calor se beneficiarán del apoyo al procesamiento de gas
según la EEG.
Otro pre-requisito para tener derecho al pago es
que la planta de CHP utilice sólo bio-metano. En este
caso, el principio de exclusividad significa que no es
posible alternar la operación entre gas natural convencional y biogás. Más bien, el operador de la unidad de
CHP debe asegurar que, al final del año calendario, se
haya suministrado en algún otro punto de la red de
gas una cantidad de biogás equivalente a la cantidad
de gas realmente utilizada y se la haya asignado a su
unidad de CHP. De otro modo, el operador se arriesga
a perder todo su derecho a recibir la tarifa de la EEG.
7.4.2 Transporte desde el punto de suministro
hasta la unidad de CHP
Como el bio-metano que se suministra a la red se mezcla inmediatamente con el gas natural en la red, el
transporte físico del bio-metano a una unidad específica de CHP no es posible. De hecho, se utiliza gas natural convencional en la unidad de CHP. Sin embargo,
en términos legales el gas natural utilizado en la unidad de CHP se clasifica como biogás, siempre y
cuando se cumpla con las condiciones establecidas en
la Sección 27 inciso 2 de la EEG.
La primera condición es que la cantidad de gas que
se saca de la red debe ser térmicamente equivalente a
la cantidad de gas de biomasa que se suministra en
otro punto de la red. Basta que las cantidades sean
equivalentes al final del año calendario.
Otra condición para tener derecho a la tarifa es que
debe ser realmente posible asignar la cantidad de gas
suministrada a una determinada unidad de CHP. A
falta de transporte físico, es esencial que haya una relación contractual entre el proveedor y el operador de
la unidad de CHP. Aparte de un simple contrato de
suministro de bio-metano, según el cual las cantidades de bio-metano suministradas son entregadas al
operador de la unidad de CHP, también es posible celebrar otras relaciones contractuales que incluyan mayoristas, certificados transables o un registro centralizado de bio-metano. El proveedor de biogás debe
asegurar que el carácter biogénico del bio-metano suministrado no se comercialice dos veces, sino que
siempre se asigne exclusivamente a una unidad de
CHP.
7.4.2.1 Modelo de transporte
Los proveedores de biogás pueden cumplir su obligación de suministro acordado contractualmente actuando como comercializadores de gas y comprometiéndose a abastecer el punto de retiro utilizado por el
operador de la unidad de CHP. En este caso, aunque
no hay transporte físico del bio-metano desde el
punto de alimentación hasta el punto de retiro, hay
transporte virtual de acuerdo con las reglas de la industria del gas. Los proveedores de biogás usualmente usan contratos de grupo de balanceo de biogás
con este propósito. El solo hecho de que el punto de
retiro de la unidad de CHP se asigna a un grupo de
balanceo de biogás no proporciona, sin embargo, suficiente evidencia de que la unidad de CHP es el usuario exclusivo del bio-metano. El trasfondo es que si el
grupo de balanceo de biogás tiene un saldo negativo
al final del año, el operador de la red de gas no está
obligado a mejorar ese balance con bio-metano. En
consecuencia, incluso si los operadores de la planta
son abastecidos por el proveedor de biogás, dichos
operadores tienen que proporcionar evidencia propia
para el operador de la red de energía eléctrica de que
el equivalente térmico de la cantidad de biogás correspondiente se ha suministrado en efecto durante el año
calendario y se debería asignar a su unidad de CHP.
7.4.2.2 Modelo de certificado
Alternativamente, el alimentador de biogás puede
dejar de suministrar bio-metano al punto de retiro y
en vez de eso meramente permitir que el operador
de la unidad de CHP utilice el carácter biogénico del
bio-metano alimentado a cambio de pago. Con este
fin el proveedor de biogás comercializará el gas suministrado como gas natural convencional y, de esta
manera, separará el carácter biogénico del gas físicamente inyectado. Entonces el carácter biogénico,
como sucede también en el sector de energía eléctrica, se presentará independientemente, por ejemplo, en como certificados sujetos a escrutinio de un
organismo dependiente. El operador de CHP sigue
obteniendo gas natural convencional de un comercializador de gas natural y sólo compra la cantidad
necesaria de certificados de bio-metano del proveedor de biogás. Sin embargo, el modelo del certificado
sigue siendo problemático porque el operador de la
planta tiene que asegurar que las propiedades del
gas y las características de la planta requeridas para
el pago de varias tarifas y bonos de acuerdo con EEG
estén adecuadamente documentadas y que se descarte la doble comercialización. Por lo tanto, es esencial que el uso de certificados se convenga de antemano con el operador responsable de la red de
energía eléctrica.
La creación de un registro de bio-metano, que todavía no había sido completado en el momento de la
entrada en prensa de este documento, tiene como objetivo simplificar el comercio de bio-metano.
165
7.4.3 Marco legal para la conexión y uso de la
red
El procesamiento y suministro de gas no sólo presentan dificultades técnicas particulares sino que también
plantean una serie de cuestiones legales. Sin embargo,
el marco legal para el suministro de gas en la red se ha
mejorado mucho gracias a la reforma de la Ordenanza
sobre el Acceso a la Red de Gas (GasNZV) y la Ordenanza sobre las Tarifas de la Red de Gas (GasNEV).
GasNZV y GasNEV fueron reformadas por primera
vez en abril de 2008 y luego nuevamente en julio de
2010.1
incluyendo el primer kilómetro de tuberías de conexión a la red pública de gas natural. Si la longitud
de la tubería de conexión excede un kilómetro, el operador de la red pagará 75% de los costos adicionales
hasta una longitud de 10 kilómetros. La conexión a la
red se convierte en propiedad del operador de la red.
El operador de la red también tiene que pagar por
todo el mantenimiento y los costos operativos permanentes. Además, de acuerdo con GasNZV reformulada, que todavía no había sido promulgada en el momento en que este documento entró en prensa, el
operador de la red también debe garantizar una disponibilidad mínima de 96%.
7.4.3.1 Conexión prioritaria a la red
7.4.3.3 Balance del suministro de bio-metano
De acuerdo con la Ordenanza reformulada sobre el
Acceso a la Red de Gas, el operador de la red de gas
está obligado a dar prioridad a conectar plantas que
procesan y alimentan biogás a la red de gas. El operador de la red tiene permiso de rehusar la conexión y
suministro a la red sólo si es técnicamente imposible o
económicamente no razonable. Siempre que la red sea
técnica y físicamente capaz de recibir las cantidades
de gas inyectadas, el operador de la red no puede rehusarse a aceptar el gas, incluso si hay un riesgo de
cuellos de botella de capacidad debido a los contratos
de transportes existentes. El operador de la red está
obligado a dar todos los pasos que sean económicamente razonables para permitir que la alimentación
ocurra todo el año. Dichos pasos pueden incluir, por
ejemplo, la instalación de un compresor para permitir
que el gas retorne a un nivel de presión más alto, especialmente en los meses de verano cuando la cantidad
que se alimenta excede significativamente la cantidad
del gas que se retira de la sección particular de la red.
Además del requisito de que se asigne una cierta cantidad de gas a una cierta unidad de CHP para el pago
de la tarifa de la EEG, también es necesario que se balancee el gas suministrado y transportado de acuerdo
con las reglas de la industria del gas. En este sentido
también la ley GasNZV reformulada facilita las operaciones de los proveedores de biogás. Por ejemplo,
ahora se hacen provisiones para grupos especiales de
balanceo de biogás con un rango de flexibilidad mayor del 25% y un periodo de balanceo de 12 meses.
Utilizando este tipo de grupo de balanceo de biogás,
es posible, por ejemplo, utilizar el biogás suministrado a una unidad de CHP para calor, sin que el suministro tenga que devolverse en los meses de verano
de acuerdo con el régimen operativo de CHP.
7.4.3.2 Propiedad y costo de conexión a la red
La Ordenanza reformulada sobre el Acceso a la Red
de Gas incluye también numerosos privilegios para el
alimentador con respecto a los costos a la conexión a
la red. Por ejemplo, de acuerdo con la GasNZV reformulada que todavía no se había promulgado en el
momento de la entrada en prensa del presente documento, el proveedor tendrá que pagar solamente
€250.000 de los costos de capital de conexión a la red,
1. La reforma de julio de 2010 todavía no se había
aprobado y promulgado cuando este documento
entró en prensa.
166
7.5 Recuperación y suministro de calor
Si una unidad de CHP de biogás se opera en el modo
de co-generación, el calor residual debe utilizarse
como parte de un concepto de recuperación de calor
permitida de manera que pueda recibir el bono de
CHP (ver los detalles en 7.3.3.4de las condiciones para
el derecho al bono de CHP). Para solicitar el bono de
CHP, se debe demostrar que el calor se utiliza de
acuerdo con la Lista Positiva, No. III en el Anexo 3 de
la EEG. Esto se aplica a todas las plantas que se pusieron en marcha luego del primero de enero de 2009. Se
tiene derecho al bono de CHP si se cumple los otros
criterios para el pago del bono, independiente de si un
tercero o el operador de la planta utilizan el calor.
7.5.1 Marco legal
Si el calor se utiliza de acuerdo con el No. III. 2, Anexo 3
de la EEG (alimentación a una red de calor), existen incentivos actualmente para la construcción de ciertos tipos de redes de calor tanto mediante del programa de
incentivos del mercado (ver en 7.1) como a través de la
Ley de Calor y Energía Eléctrica Combinados (KWKG).
Las redes de calor elegibles se caracterizan por el hecho
de que obtienen una cierta proporción de su calor ya
sea de generación de calor y energía eléctrica combinados o de fuentes de energía renovable. Para el futuro inmediato, esto ha sentado las bases para la creación de
un número creciente de redes de calor de la EEG y de
redes de calor de CHP.
La importancia creciente de los esquemas de calefacción de grupo y redes de calefacción distritales se
hacen más evidente porque, según la Sección 16 de
EEWärmeG (Ley sobre el Calor proveniente de Energías Renovables), las municipalidades y asociaciones
gubernamentales de los gobiernos locales ahora son expresamente capaces de conseguir autorizaciones según
la ley del estado para establecer conexión obligatoria y
uso con conexión a una red pública de suministro de
calefacción local o distrital, incluyendo para propósitos
de mitigación del cambio climático y para la conservación de los recursos. Esto elimina cualquier incertidumbre previa sobre la admisibilidad de la conexión obligatoria y el uso de acuerdo con los códigos municipales
respectivos. El mecanismo está diseñado para alentar a
las autoridades locales a emitir la autorización de conexión correspondiente y a utilizar normas para redes
públicas de suministro de calor en las que una proporción de la energía final se origina de fuentes de energía
renovable o predominantemente de plantas de CHP.
Además, la Ley sobre el Calor proveniente de
Energías Renovables puede expandir el mercado de
usuarios para el biogás así como para el calor resultante de la conversión de biogás en electricidad. Esto
se debe a que los constructores o propietarios de edificios nuevos para los cuales se presentó una solicitud
de construcción luego del 31 de diciembre de 2008
pueden cumplir con sus obligaciones de utilizar energías renovables (aplicable según la ley desde 2009) satisfaciendo una proporción de sus necesidades de calefacción a partir de plantas de CHP de biogás.
Cuando la obligación de utilizar energías renovables
debe satisfacerse exclusivamente por el uso de biogás,
los propietarios deben abastecer al menos 30% de sus
necesidades de energía de calefacción a través del uso
de biomasa gaseosa. Cuando se utiliza bio-metano
mejorado e inyectado para suministrar calor se tiene
que cumplir requisitos especiales de acuerdo con el
No. II. 1 del Anexo de la Ley sobre el Calor proveniente de Energías Renovables Alternativamente, la
obligación de utilizar energías renovables se considera satisfecha si la demanda de calor de un edificio
se cubre a partir de una red de calor que obtiene una
porción significativa de su calor a partir de fuentes de
energía renovable; por ejemplo, del calor residual de
una unidad de CHP de biogás.
Aparte de establecer un derecho al bono de CHP, el
suministro de calor a terceros también es un factor de
rentabilidad cada vez más importante para muchos
proyectos.
7.5.2 Suministro de calor
El operador de la planta suministra el calor ya sea a
un operador de red de calor o directamente al demandante de calor. En el último caso, existen esencialmente dos estrategias de suministro diferentes. La
primera es operar la unidad de CHP en el lugar de la
planta de biogás y suministrar el calor resultante al
demandante de calor mediante una tubería de calor o
de una red de calor. La otra opción, que es incluso más
eficiente, es transportar el biogás por una tubería de
gas crudo o, luego de un mejoramiento apropiado,
por la red pública de gas natural al lugar donde se requiera el calor y convertir allí el gas en electricidad.
Este enfoque evita pérdidas de calor durante el transporte.
Cuando el operador de la planta vende el calor a
un operador intermedio de redes de calor, no existe
una relación contractual directa entre el operador de
la planta y el usuario final. El operador de la red de
calor y el usuario final celebran un contrato de suministro de energía separado. Sin embargo, cuando el
operador de la planta actúa como proveedor de calor,
celebra directamente un contrato de suministro con el
demandante de calor. Si el operador de la planta prefiere no asumir las obligaciones asociadas con ser un
proveedor de calor, puede contratar los servicios de
un tercero.
7.5.3 Redes de calor
Como regla general, no se requiere ningún permiso
especial para establecer una red de calor. El operador
de la red de calor debe, no obstante, prestar atención a
los derechos de uso respecto del tendido de las tuberías de calor a través de terrenos de terceros, lo cual
será necesario en la mayoría de casos. Adicionalmente, al celebrar un contrato de uso del terreno con
167
el propietario respectivo del terreno, que regulará en
particular el pago por el derecho al uso del terreno,
también es aconsejable en este sentido protegerse al
utilizar el terreno, por ejemplo, registrando un derecho de servidumbre en el registro del terreno. Ésta es
la única manera de asegurar que el proveedor de calor
siga teniendo derecho a utilizar el terreno para la tubería de calor si el terreno se vende a otro propietario.
Cuando la tubería de calor corre a lo largo de una carretera pública, el operador de la red de calor debe celebrar un contrato de servidumbre con la autoridad
responsable de la construcción y mantenimiento de
carreteras. Esto puede requerir el pago de una tarifa
fija o de una tarifa que se determina sobre la base de
los kilowatt-horas suministrados.
BImSchG – Bundes-Immissionsschutzgesetz (Ley de Control de
la Contaminación) reformada y promulgada el 26 de
setiembre de 2002 (BGBl. I p. 3830), reformada por última vez por el Artículo 2 de la Ley del 11 de agosto de
2009 (BGBl. I p. 2723)
Cuarto Reglamento de Implementación, BImSchV – Verordnung
über genehmigungsbedürftige Anlagen (Ley de Control de la Contaminación, Ordenanza sobre plantas que
requieren licencia) reformada y promulgada el 14 de
marzo de 1997 (BGBl. I p. 504), reformada por última
vez por el Artículo 13 de la Ley del 11 de agosto de 2009
(BGBl. I p. 2723)
BioAbfV – Bioabfallverordnung (Ordenanza sobre la Biomasa) –
reformada y promulgada el 21 de setiembre de 1998
(BGBl. I p. 2955), reformada por última vez por el Artículo 5 de la Ordenanza del 20 de octubre de 2006 (BGBl.
I p. 2298)
BiomasseV – Biomasseverordnung (Ordenanza sobre la Biomasa) – del 21 de junio de 2001 (BGBl. I p. 1234), refor-
7.6 Lectura adicional recomendada
mada por la Ordenanza del 9 de agosto de 2005 (BGBl. I
p. 2419)
Altrock, M.; Oschmann, V.; Theobald, C. (eds.): EEG, Kommentar, segunda edición, Munich, 2008
Battis, U.; Krautzberger, M.; Löhr, R.-P.: Baugesetzbuch, décimo
primera edición, Munich, 2009
Frenz, W.; Müggenborg, H.-J. (eds.): EEG, Kommentar, Berlín,
2009
Loibl, H.; Maslaton, M.; v. Bredow, H. (eds.): Biogasanlagen im
EEG, Berlin, 2009 (segunda edición en preparación)
Reshöft, J. (ed.): EEG, Kommentar, tercera edición, Baden-Baden, 2009
Salje, P.: EEG - Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien,
quinta edición, Coloonia / Múnich, 2009
Jarass, H. D.: Bundesimmissionsschutzgesetz, octava edición,
Múnich, 2009
Landmann/ Rohmer: Umweltrecht, vol. I / II, Múnich, 2009
EEG – Erneuerbare-Energien-Gesetz (Ley de Fuentes de Energía
Renovable) – del 25 de octubre de 2008 (BGBl. I p.
2074), reformada por última vez por el Artículo 12 de la
Ley del 22 de diciembre de 2009 (BGBl. I p. 3950)
EEWärmeG – Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (Ley sobre el
Calor proveniente de Energías Renovables) – del 7 de
agosto de 2008 (BGBl. I p. 1658), reformada por el Artículo 3 de la Ley del 15 de julio de 2009 (BGBl. I p. 1804)
DüV – Düngeverordnung (Ordenanza sobre la Aplicación de
Fertilizante) reformada y promulgada el 27 de febrero
de 2007 (BGBl. I p. 221), reformada por última vez por
el Artículo 18 de la Ley del 31 de julio de 2009 (BGBl. I
p. 2585)
DüMV – Düngemittelverordnung (Ordenanza sobre Fertilizantes) – del 16 de diciembre de 2008 (BGBl. I p. 2524), reformada por última vez por el Artículo 1 de la Ordenanza del 14 de diciembre de 2009 (BGBl. I p. 3905)
7.7 Lista de fuentes
GasNEV – Gasnetzentgeltverordnung (Ordenanza sobre las Tarifas de la Red de Gas) – del 25 de julio de 2005 (BGBl. I
AGFW - Arbeitsblatt FW 308 (Zertifizierung von KWK-Anlagen
- Ermittlung des KWK-Stromes -)
AVBFernwärmeV – Verordnung über Allgemeine Bedingungen
p. 2197), reformada por última vez por el Artículo 2 inciso 4 de la Ordenanza del 17 de octubre de 2008 (BGBl.
I p. 2006)
für die Versorgung mit Fernwärme (Ordenanza sobre
GasNZV – Gasnetzzugangsverordnung (Ordenanza sobre el Ac-
las Condiciones Generales para el Suministro de Cale-
ceso a la Red de Gas) – del 25 de julio de 2005 (BGBl. I
facción Distrital) – del 20 de junio de 1980 (BGBl. I p.
p. 2210), reformada por última vez por el Artículo 2 in-
ciso 3 de la Ordenanza del 17 de octubre de 2008 (BGBl.
Ley del 9 de diciembre de 2004 (BGBl. I p. 3214)
I p. 2006)
BauGB – Baugesetzbuch (Código Federal de Construcción) re-
KrW-/AbfG – Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz (Ley de Re-
formada y promulgada el 23 de setiembre de 2004
ciclaje de Productos y Manejo de Residuos) del 27 de
(BGBl. I p. 2414), reformada por última vez por el Artí-
setiembre de 1994 (BGBl. I p. 2705), reformada por úl-
culo 4 de la Ley del 31 de julio de 2009 (BGBl. I p. 2585)
tima vez por el Artículo 3 de la Ley del 11 de agosto de
BauNVO – Baunutzungsverordnung (reglamento sobre el uso
168
2009 (BGBl. I p. 2723)
de terrenos) – reformada y promulgada el 23 de enero
KWKG 2002 – Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (Ley de Co-gene-
de1990 (BGBl. I p. 132), reformada por última vez por el
ración) del 19 de marzo de 2002 (BGBl. I p. 1092), refor-
Artículo 3 de la Ley del 22 de abril de 1993 (BGBl. I p.
mada por última vez por el Artículo 5 de la Ley del 21
466)
de agosto de 2009 (BGBl. I p. 2870)
TA Lärm – Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm (Inst-
UVPG – Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (Ley
rucciones Técnicas sobre la Reducción de Ruido) – del
de Evaluación del Impacto Ambiental) reformada y
26 de agosto de 1998 (GMBl. 1998, p. 503)
promulgada el 25 de junio de 2005 (BGBl. I p. 1757,
TA Luft – Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft (Instrucciones Técnicas sobre el Control de la Calidad del
Aire) – del 24 de julio de 2002 (GMBl. 2002, p. 511)
Ley del 31 julio de 2009 (BGBl. I p. 2723)
VO 1774/2002/EG – Reglamento (CE) No. 1774/2002 del Parla-
TierNebG – Tierische Nebenprodukte-Beseitigungsgesetz (Ley
mento Europeo y del Consejo del 3 octubre de 2002 que
de Disposición de Sub-productos Animales) – del 25 de
establece las reglas sobre la salud concernientes a los
enero de 2004 (BGBl. I p. 82), reformada por última vez
sub-productos animales no dirigidos al consumo hu-
por el Artículo 2 de la Ordenanza del 7 de mayo de
mano (OJ L 273 p. 1), reformado por última vez por el
2009 (BGBl. I p. 1044)
Reglamento (CE) No. 1432/2007 del 5 de diciembre de
TierNebV – Tierische Nebenprodukte-Beseitigungsverordnung
2007 (OJ L 320 p. 13)
VO 181/2006/EG – Reglamento de la Comisión (CE) No.
Sub-productos Animales) – del 27 de julio de 2006
181/2006 del 1 febrero de 2006que implementa el Regla-
(BGBl. I p. 1735), reformada por última vez por el Artí-
mento (CE) No. 1774/2002 en lo que se refiere a los ferti-
culo 19 de la Ley del 31 de julio de 2009 (BGBl. I p.
lizantes orgánicos y mejoradores de suelo que no sean
2585)
bosta y que reforma el reglamento (OJ L 29 p. 31)
Fuente: FNR
(Ordenanza que implementa la Ley de Disposición de
169
8
8
Economía
Cuando un posible operador está tratando de decidir
si construye una planta de biogás, la consideración
crucial es si se puede operar la futura planta rentablemente.
La rentabilidad económica de las plantas de biogás, por lo tanto, requiere evaluación. Con este fin, se
presenta un método conveniente a continuación con
referencia a plantas modelo.
8.1 Descripción de plantas modelo supuestos y parámetros clave
Las condiciones que se aplican a los pagos de tarifas y
las restricciones sobre el uso de sustratos tal como la
EEG de 2009 se tomaron en cuenta tanto para el tamaño de las plantas como para la elección de sustrato.
Se asumió que el año de puesta en marcha era 2011.
8.1.1 Capacidad de planta
La capacidad de planta ha crecido permanentemente
en años recientes. Sin embargo, luego de que se estableció el bono de bosta en la EEG de 2009 [8-1], se está
construyendo nuevamente en mayor número plantas
más pequeñas en el rango de capacidad de alrededor
de 150 kWel . Para reflejar el espectro de plantas que
existen actualmente, se generó nueve plantas modelo
con capacidades eléctricas desde 75 kW hasta 1 MW y
una planta de procesamiento de biogás (confrontar
Tabla 8.1). La determinación del tamaño de planta
tomó en cuenta tanto la situación legal concerniente a
los pagos, con los umbrales de capacidad de la EEG
de 150 a 500 kWel, y también los umbrales del otorgamiento de licencias de acuerdo con la Ley de Control
de la Contaminación. Además, se utiliza una planta
como ejemplo para demostrar los costos en que se incurre el producir gas para inyectarlo a una red de gas
natural.
170
8.1.2 Sustratos
Los sustratos elegidos son sustancias que se encuentran comúnmente en la agricultura alemana y son
convenientes para su utilización en las plantas de biogás que aquí se están presentando. Estos incluyen fertilizantes agrícolas y ensilaje de fuentes agrícolas así
como sub-productos de procesamiento de materia
prima basada en plantas. Los residuos orgánicos son
otro grupo de sustancias que se tomaron en cuenta. Si
el bono para recursos renovables (bono NawaRo) se
reduce proporcionalmente cuando se utiliza sub-productos, no se paga si se utiliza los residuos para la
planta en su integridad.
La tabla a continuación muestra los datos clave de
los sustratos utilizados. Los datos de rendimiento de
gas se basan en los valores estándar de la publicación
de la Asociación para la Tecnología y las Estructuras
en la Agricultura (KTBL) intitulada 'Gasausbeute in
landwirtschaftlichen Biogasanlagen' (Rendimiento de
Gas en las Plantas de Biogás Agrícola), que el grupo
de trabajo de la KTBL determinó sobre los rendimientos de biogás (confrontar Tabla 8.2) [8-4].
Se asume que la planta de biogás está en el mismo
lugar que el ganado, con el resultado de que no se incurre en costos por el uso de fertilizantes agrícolas. Si
se tiene que aprovisionar bosta de otro lugar, se debe
añadir los costos de transporte. Se asume que los costos de suministrar los recursos renovables (cultivos
energéticos) son los costos promedio de acuerdo con
la base de datos de KTBL.
Se valoriza los sub-productos basados en plantas y
los residuos a los precios de mercado proporcionados
en la tabla. Los precios incluyen la entrega al lugar de
la planta de biogás. Se almacena los sustratos estacionales en la planta de biogás. Los precios de los ensilajes se relacionan con productos cosechados entregados frescos. Las pérdidas de ensilaje que alcanzan el
12% son a expensas de la planta de biogás. Las plantas
Economía
Tabla 8.1: Visión de conjunto y descripción de plantas modelo
Modelo
Capacidad
Descripción
I
75 kWel
II
150 kWel
III
350 kWel
IV
350 kWel
Digestión de 100% de cultivos energéticos; separación y re-circulación
V
500 kWel
Digestión de bosta y sub-productos basados en plantas de acuerdo con el Anexo 2 de la EEG
VI
500 kWel
VII
500 kWel
Digestión de bosta y bio-residuos
Las plantas de digestión de bio-residuos no reciben el bono NawaRo y, por lo tanto, tampoco bono de
bosta.
La bosta como proporción de masa fresca, por lo tanto, puede estar por debajo del 30%.
VIII
1.000 kWel
IX
500 kWel
Digestión seca con digestor de tipo garaje; uso de guano sólido y cultivos energéticos
X
500
m³/ha
Uso de cultivos energéticos y ≥ 30% de bosta (suficiente para obtener el bono de bosta). En los ejemplos al
menos 34% de la masa fresca utilizada cada día es bosta.
Diseño e insumo de sustrato como para la planta VIII; procesamiento de gas y alimentación en vez de
unidad de CHP
a. Tasa de procesamiento de gas crudo por hora (500 m³/h corresponde a aproximadamente a una capacidad de 1 MWel)
Tabla 8.2: Características y precios del sustrato
DM
VS
Rendimiento de
biogás
Contenido de
metano
Rendimiento de
metano
Precio de compra
%
% de DM
Nm³/t VS
%
Nm³/t
€/t FM
Lodo líquido de ganado,
con residuos de forraje
8
80
370
55
13
0
Lodo líquido de cerdo
6
80
400
60
12
0
Guano de ganado
25
80
450
55
50
0
Ensilaje de maíz maduro,
rico en grano
35
96
650
52
114
31
Granos de cereal,
triturados
87
98
700
53
316
120
Ensilaje de pasto
25
88
560
54
67
34
Ensilaje de WCC,
contenido promedio de
granos
40
94
520
52
102
30
Glicerol
100
99
850
50
421
80
Torta de semilla de colza,
15%
de contenido residual de
aceite
91
93
680
63
363
175
Cereales, restos
89
94
656
54
295
30
Desperdicios de servicios
de alimentación,
contenido promedio de
grasaa
16
87
680
60
57
5
Residuos de trampa de
grasa a
5
90
1000
68
31
0
Bio-residuos a
40
50
615
60
74
0
Sustratos
a. Los sustratos se higienizan antes de la entrega
171
Tabla 8.3: Sustratos utilizados en las plantas modelo [t FM/año]
Plantas modelo
Sustratos utilizados
Lodo líquido de
ganado
I
II
III
30% de bosta,
70% de cultivos energéticos
75 kWel
150 kWel
350 kWel
750
1.500
3.000
IV
V
VI
VII
VIII
100%
cultivos
energéticos
Subproductos
100%
cultivos
energéticos
Bioresiduos
100%
cultivos
energéticos
350 kWel
500 kWel
500 kWel
500 kWel
1.000 kWel
3.500
Lodo líquido de
cerdo
DDa
Procesamien
to del gas
500 kWel
500 m³/h b
3.500
2.000
1.250
2.500
5.750
5.500
200
Granos de
cereales,
triturados
Ensilaje de pasto
X
4.000
Guano de ganado
Ensilaje de maíz
maduro,
rico en grano
IX
200
Ensilaje de
WWC, contenido
promedio de
grano
7.400
14.000
200
500
1.500
2.500
200
5.000
14.000
500
2.600
1.300
Glicerol
1.000
Torta de semilla
de colza, 15% de
contenido de
residuo de aceite
1.000
Cereales (restos)
620
Desperdicios de
servicios de
alimentación,
contenido
promedio de
grasa
8.000
Grasa de trampas
de grasa
4.600
Bio-residuo
5.500
2.100
2.500
a. DD: digestión seca
b. Tasa de gas crudo por hora
tienen una capacidad de almacenamiento interina de
alrededor de una semana para sustratos que se producen continuamente. Se asume que los sustratos que requieren higienización de acuerdo con la normatividad
alemana son higienizados antes de la entrega. Se toma
en cuenta en el precio.
La Tabla 8.3 proporciona una visión del tipo y cantidad de sustratos que se utilizan en las distintas plantas modelo. Se eligió los sustratos de tal manera que
las plantas I - III y V reciban el bono de bosta, con una
proporción de fertilizantes agrícolas de más del 30%.
Debido a que utiliza sub-productos basados en
plantas (de acuerdo con el Anexo 2, de la EEG de
172
2009, confrontar la Sección 7.3.3.2), la planta V recibe
un bono reducido por cultivos energéticos. La planta
VII no recibe ningún bono por cultivos energéticos,
porque utiliza residuos.
Las plantas IV, VI, VIII y X utilizan 100 % de cultivos energéticos según el significado de la EEG. Para
asegurar que el sustrato se pueda bombear, se separa
parte del digestato y se re-circula la fase líquida.
Las plantas VIII y X difieren solamente en cómo se
utiliza el gas. Si la planta VIII genera calor y energía,
el gas producido en la planta X se procesa listo para
alimentar la red de gas natural. La planta IX es una
planta de digestión seca que utiliza digestores de tipo
Economía
Tabla 8.4: Supuestos para parámetros técnicos y relativos al proceso clave y variables de diseño de las plantas modelo
Supuestos seleccionados para el diseño técnico
Tasa de carga orgánica del
digestor
Máximo 2,5 kg VS/m³ de volumen (total) de digestor útil por día
Control del proceso
Control del proceso de una etapa única: < 350 kWel
Control del proceso de dos etapas: ≥ 350 kWel
primer digestor
de dos etapas
o de multi-etapas
Máximo 5,0 kg VS/m³ de volumen de digestor útil por día
Contenido de materia seca en Máximo 30% DM, sino separación o re-circulación (excepto para la digestión seca)
la mezcla
Tecnología móvil
Tractor con cargador frontal o cargador con ruedas, dependiendo de cantidad de sustrato a
transportar (según base de datos de KTBL)
Volumen del digestor
Volumen requerido del digestor para una tasa de carga orgánica de 2,5 kg VS/m³ por día,
más 10% del margen de seguridad, tiempo mínimo de retención 30 días
Energía eléctrica y equipo de
agitador instalado
Digestor, primera etapa: 20-30 W/m³ de volumen del digestor;
Digestor, segunda etapa: 10-20 W/m³ de volumen del digestor;
dependiendo de las propiedades del sustrato, el número y tipo de agitadores, de acuerdo con el
tamaño del digestor
Almacenamiento del
digestato
Capacidad de almacenamiento para un período de 6 meses, para toda la cantidad de digestato
que surja
(incluyendo la parte de bosta), más 10% de margen de seguridad, con cobertura a prueba de fuga
de gas
Venta de calor
Calor vendido: 30% de energía de calor generada, precio del calor 2 ct/kWh,
interfaz a intercambiador de calor de la unidad de CHP
Tipo de unidad de CHP
75 kW y 150 kW: motor de gas de ignición por piloto; ≥ 350 kW: motor de gas de ignición por
chispa
Eficiencia de CHP
Entre 34% (75 kW) y 40% (1,000 kW) (según los datos de ASUE, parámetros de CHP de 2005)
Horas de carga completa de
CHP
8.000 horas de carga completa por año
Meta fijada asumiendo operación óptima de la planta.
garaje. Los sólidos utilizados en este caso son guano
de ganado y ensilajes.
8.1.3 Diseño biológico y técnico
Los sustratos para las plantas modelo se eligieron de
tal manera que cada planta logre un nivel de utilización de la capacidad de 8.000 horas - carga completas
al año con la cantidad de biogás / energía que se debe
esperar de los sustratos. Una vez que se había elegido
los tipos y cantidades de los sustratos, se determinó
las variables del diseño para el almacenamiento del
sustrato, la carga del sustrato, los digestores y las instalaciones de almacenamiento de digestato.
Para asegurar una operación biológica y técnicamente estable de las planta a la vez que se presta debida atención a la rentabilidad, se aplicó los parámetros enumerados en la Tabla 8.4.
Las plantas modelo I y II se manejan como plantas
de etapa única, mientras que todas las demás plantas
de digestión húmeda se operan con controles de proceso de dos etapas. Las plantas modelo VIII y X tienen
cada una dos digestores en la primera etapa y dos digestores en la segunda etapa, operados en paralelo.
La Tabla 8.5 muestra qué tecnologías y componentes, agrupados en ensamblajes, se incluyen en las
plantas modelo.
Se hizo varios otros supuestos para los cálculos de
las plantas modelo. Estos se describen a continuación.
Sistema de carga de sólidos: Con la excepción de la
planta modelo VII, se requiere un sistema de carga de
sólidos para todas las plantas debido al tipo y cantidad de sustratos utilizados. En el modelo VII se entrega los sustratos higienizados aptos para bombeo y
se mezclan en un pozo de recepción.
Almacenamiento del digestato: Las plantas modelo
tienen tanques de almacenamiento con cubiertas a
prueba de fugas de gas con capacidad para almacenar
173
Tabla 8.5: Tecnología incorporada de las plantas modelo
Ensamblaje
Descripción y componentes principales
Almacén de sustrato
Losas de concreto de silo, ahí donde sea apropiado con paredes de concreto, tanque de acero para
almacenamiento intermedio de sustratos suministrados en forma líquida
Tanque de recepción
Tanque de concreto
Equipo de agitación, triturado y bombeo, con vástago de llenado cuando convenga, tubos de
sustrato,
sistema de medición de nivel, detección de fugas
Sistema de carga de sólidos
(sólo cultivos energéticos)
Transportador de tornillo, carga por émbolo o mezclador de alimento,
tolva de carga, equipo de pesaje, sistema de carga del digestor
Digestor
Contenedor de concreto vertical encima del suelo
Calefacción, aislamiento, coraza, equipo del agitador, cobertura a prueba de fuga de gas
(almacenamiento de gas), tuberías de gas / sustrato, desulfuración biológica, equipo de
instrumentación y control y seguridad, detección de fugas
Desulfuración biológica
externa ≥ 500 kWel .
La desulfuración incluye equipo técnico y tubería.
Unidad de CHP
Motor de gas de ignición por piloto o motor de gas de ignición por chispa
Bloque del motor, generador, intercambiador de calor, distribuidor de calor, enfriador de
emergencia, sistema de control del motor, tuberías de gas, equipo de instrumentación y control y
seguridad, medidores de calor y electricidad, sensores, separador del condensado, estación de aire
comprimido, donde sea aplicable también con sistema de gas, tanque de petróleo, contenedor
Alimentación del gas
Lavado con agua a alta presión, medición del gas licuado, análisis del gas, odorización, tubos de
conexión, caldero de biogás
Bengala de gas
La bengala de gas incluye sistemas de gas.
Almacenamiento del
digestato
Tanque de concreto
Equipo del agitador, tubos del sustratos, equipo de descarga, detección de fuga, cubierta a prueba
de fugas de gas, equipo de instrumentación y control y seguridad, desulfuración biológica, tubos
de gas, donde sea aplicable con separador
la cantidad de digestato producido en seis meses. Se
toma en cuenta que las instalaciones de almacenamiento de digestato con cubierta a prueba de fugas de
gas son obligatorias de acuerdo con la EEG para recibir el bono NawaRo para plantas de biogás que pueden recibir autorización según la Ley de Control de la
Contaminación (BImSchG). A menudo es técnicamente imposible el re-acondicionamiento de tanques
de almacenamiento de lodo líquido existentes.
el operador de la red debe pagar 75% de los costos de
conexión de la red mientras que el proveedor paga
25% (ver también la Sección 7.4.3.2). Para las conexiones a la red de hasta un kilómetro de longitud, la
parte de los costos que el alimentador debe pagar
tiene un tope de €250.000. Los costos corrientes permanentes los paga el operador de la red. Para la
planta modelo X se asumió que el proveedor debe pagar los costos de conexión a la red de €250.000.
Higienización: Los sustratos que requieren higienización se procesan en la planta modelo VII. Se asume
que se suministra los sustratos en un estado higienizado, de tal manera que no hay necesidad de componentes técnicos para la higienización. El costo de la higienización ya está incluido en el precio del sustrato.
8.1.4 Parámetros técnicos y de proceso
Alimentación del gas: El sistema de alimentación de
gas cubre toda la cadena del proceso, incluyendo la
alimentación a la red de gas natural. Sin embargo, los
costos resultantes por suministrar gas crudo / purificado también se incluyen, ya que en la práctica se usa
varios modelos de cooperación con operadores de redes y proveedores de gas. De acuerdo la Sección 33 inciso de la Ordenanza sobre el Acceso a la Red de Gas,
174
Las Tablas 8.6, 8.7 y 8.8 proporcionan una visión de
conjunto de los parámetros técnicos y de procesos de
las plantas modelo.
8.1.5 Inversión de unidades funcionales para
plantas modelo
Las Tablas 8.9 y 8.10 proporcionan una vista de conjunto de la inversión estimada para cada una de las
plantas modelo. Los rubros mencionados cubren los
siguientes ensamblajes (confrontar Tabla 8.5):
- Almacenamiento y carga del sustrato
• Tanque de almacenamiento del sustrato
Economía
Tabla 8.6: Parámetros técnicos y de proceso de las plantas modelo I a V
I
Datos técnicos y
de proceso
II
III
30% de bosta, 70% de cultivos energéticos
IV
V
100% de cultivos
energéticos
Sub-productos
Unidades
75 kWel
150 kWel
350 kWel
350 kWel
500 kWel
kW
75
150
350
350
500
Ignición por
piloto
Ignición por
piloto
De gas de
ignición por
chispa
De gas de
ignición por
chispa
De gas de ignición
por chispa
Capacidad eléctrica
Tipo de motor
%
34
36
37
37
38
Eficiencia térmica
%
44
42
44
44
43
Volumen bruto del digestor
m³
620
1.200
2.800
3.000
3.400
Volumen de almacenamiento
del digestato
m³
1.100
2.000
4.100
2.800
4.100
Contenido de materia seca de
la mezcla de sustrato
(incluyendo material recirculado)
%
24,9
24,9
27,1
30,9
30,7
Tiempo promedio
de retención hidráulica
d
93
94
103
119
116
kg VS/m³ · d
2,5
2,5
2,5
2,4
2,5
m³/a
315.400
606.160
1.446.204
1.455.376
1.906.639
%
52,3
52,3
52,2
52,0
55,2
Electricidad suministrada
kWh/a
601.114
1.203.542
2.794.798
2.800.143
3.999.803
Calor generado
kWh/a
777.045
1.405.332
3.364.804
3.364.388
4.573.059
digestor
Rendimiento de gas
Contenido de metano
• Tanque de recepción
• Sistema de carga de sólidos
- Digestor
- Utilización y control del gas
• Desulfuración externa
• Unidad de CHP (incluyendo equipo periférico)
• Cuando se aplique: alimentación de gas con procesamiento de gas y conexión a la red (estación
de alimentación y conexión a los tubos de la red
de gas natural)
• Bengala de gas
- Almacenamiento de digestato (incluye separación,
de ser necesario)
8.2 Rentabilidad de las plantas modelo
8.2.1 Ingresos
Una planta de biogás puede generar ingresos de las siguientes maneras:
- venta de electricidad
- venta de calor
- venta de gas
- ingresos provenientes de la disposición de sustratos
de digestión
- venta del digestato
La principal fuente de ingreso para las plantas de biogás, aparte de las que suministran gas a una red, es la
venta de electricidad. En la medida en que el nivel de
pago y la duración del derecho al pago (año de puesta
en marcha más 20 años calendario) están regulados
por ley, los ingresos provenientes de la venta de electricidad se pueden proyectar sin riesgo (confrontar
Sección 7.3.2). Dependiendo del tipo y cantidad de los
175
Tabla 8.7: Parámetros técnicos y de proceso de las plantas modelo VI a X
Datos técnicos y
de proceso
Unidades
Capacidad eléctrica
VI
VII
VIII
IX
100% de cultivos
energéticos
500 kWel
Bio-residuos
500 kWel
100% de cultivos
energéticos
1.000 kWel
Digestión seca
500 kWel
500
500
1.000
500
De gas de
ignición por
chispa
De gas de
ignición por
chispa
De gas de
ignición por
chispa
De gas de
ignición por
chispa
kW
Tipo de motor
%
38
38
40
38
Eficiencia térmica
%
43
43
42
43
m³
4.000
3.400
7.400
3.900
Volumen de almacenamiento
del digestato
m³
3.800
11.400
6.800
0
Contenido de materia seca de
la mezcla de sustrato
(incluyendo material recirculado)
%
30,7
18,2
30,6
32,0
Tiempo promedio
de retención hidráulica
d
113
51
110
24 (~69)a
kg VS/m³ · d
2,5
2,4
2,5
2,5
m³/a
2.028.804
1.735.468
3.844.810
2.002.912
%
52,1
60,7
52,1
52,6
kWh/a
4.013.453
4.001.798
8.009.141
4.002.618
Calor generado
kWh/a
4.572.051
4.572.912
8.307.117
4.572.851
digestor
Rendimiento de gas
Contenido de metano
a. en corchetes: tiempo de retención total como un resultado de la re-circulación del digestato como un material de inoculación
Tabla 8.8: Parámetros técnicos y de proceso de la planta modelo X
Unidades
X
Procesamiento de gas
Capacidad nominal
m³/h
500
Tasa promedio de flujo
m³/h
439
Datos técnicos y de proceso
Utilización de la capacidad
h/a
7.690
Consumo del biogás para el calentamiento del digestor
%
5
Pérdida de metano
%
2
Valor calorífico del gas crudo
kWh/m³
5,2
Valor calorífico del gas purificado
kWh/m³
9,8
Valor calorífico del gas suministrado
kWh/m³
11,0
m³/h
7.400
176
Economía
Tabla 8.8: Parámetros técnicos y de proceso de la planta modelo X
Unidades
X
Procesamiento de gas
m³/h
6.800
Contenido de materia seca de la mezcla de sustrato (incluyendo
material re-circulado)
%
30,6
Tiempo promedio de retención hidráulica
d
110
kg VS/m³ · d
2,5
Gas crudo
m³/a
kWh/a
3.652.570
19.021.710
Gas purificado
m³/a
kWh/a
1.900.128
18.621.253
Gas suministrado
m³/a
kWh/a
2.053.155
22.581.100
Datos técnicos y de proceso
Volumen de almacenamiento del digestato
Tasa de carga orgánica del digestor
Tabla 8.9: Inversión de unidades funcionales para plantas modelo I a V
I
Inversión
II
III
IV
V
100% de cultivos
energéticos
Sub-productos
Unidades
75 kWel
150 kWel
350 kWel
350 kWel
500 kWel
Almacenamiento y carga
del sustrato
€
111.703
183.308
291.049
295.653
196.350
Digestor
€
72.111
108.185
237.308
259.110
271.560
Utilización y control del
gas
€
219.978
273.777
503.466
503.996
599.616
Almacenamiento del
digestato
€
80.506
117.475
195.409
178.509
195.496
Total para ensamblajes
€
484.297
682.744
1.227.231
1.237.269
1.263.022
Planeamiento y
obtención de permisos /
licencias
€
48.430
68.274
122.723
123.727
126.302
Inversión total
€
532.727
751.018
1.349.954
1.360.996
1.389.324
7.090
4.992
3.864
3.888
2.779
Costos específicos de
capital
€/kWel
sustratos utilizados, la producción de la planta y el
cumplimiento con otros requisitos para el pago de bonos, la tarifa por generación de energía está sujeta a
una variación considerable entre 8 y 30 ct/kWh
aproximadamente. Se paga bonos por varias razones,
incluyendo el uso exclusivo de los cultivos energéticos
y la bosta, uso significativo del calor residual en la
planta, uso de tecnología innovadora y cumplimiento
de los límites de formaldehido establecidos en las Instrucciones (confrontar Sección 7.3.3.3). La Sección
7.3.1se ocupa en detalle de los acuerdos tarifarios. Los
derechos a pago de la EEG asumidos para las plantas
modelo en esta sección se basan en la puesta en mar-
cha de las plantas en 2011. La Tabla 8.11 muestra los
bonos que puede recibir cada planta modelo.
La situación relativa a la venta de calor es significativamente más problemática que para la electricidad.
Desde el inicio mismo, por lo tanto, se debe considerar
los posibles demandantes de calor cuando se está eligiendo el sitio de la planta. En la práctica, no será posible utilizar de manera significativa toda la energía
proveniente del calor residual, en parte porque se requerirá un cierto porcentaje como calor de proceso y
en parte porque la mayoría de demandantes de calor
tendrán demandas de calor que difieren mucho de
una estación a otra. En la mayoría de los casos, debido
177
Tabla 8.10: Inversión de unidades funcionales para plantas modelo VI a X
Inversión
Unidades
VI
VII
VIII
IX a
Xb
100% de cultivos
energéticos
500 kWel
Bio-residuos
500 kWel
100% de cultivos
energéticos
1.000 kWel
Digestión seca
500 kWel
Procesamiento de
gas
Almacenamiento y carga
del sustrato
€
365.979
173.553
644.810
452.065
644.810
Digestor
€
309.746
275.191
593.714
810.000
593.714
Utilización y control del
gas
€
601.649
598.208
858.090
722.142
1.815.317
Almacenamiento del
digestato
€
211.098
555.528
371.503
0
371.503
Total para ensamblajes
€
1.488.472
1.602.480
2.468.116
1.984.207
3.425.343
Planeamiento y obtención
de permisos / licencias
€
148.847
160.248
246.812
198.421
342.534
Inversión total
€
1.637.319
1.762.728
2.714.928
2.182.628
3.767.878
3.264
3.524
2.712
4.362
---
Costos específicos de
capital
€/kWel
a. utilizando [8-2], [8-3]
b. utilizando [8-6]
a la demanda de calor de la propia planta de biogás, la
cantidad de calor que la planta puede suministrar irá
en sentido contrario a la demanda de calor de los posibles demandantes.
Para las plantas modelo se asume que el 30% de la
energía de calor generada se utiliza de manera significativa, es decir, de acuerdo con el Anexo 3 de la EEG,
y se puede vender por 2 ct/kWhth.
Por lo tanto, además del precio del calor, la planta
también recibe el bono de CHP de 2,94 ct/kWhel sobre
el 30% de la cantidad de electricidad producida.
Es posible que el objetivo del operador de la planta
no sea convertir el biogás en electricidad por un proceso de CHP, sino mejorar el gas y suministrarlo a la
red de gas natural. Dichas plantas obtienen la mayoría
de sus ingresos del gas que venden. Como no existen
reglamentos para este caso, el precio del gas debe negociarse libremente entre el productor y el demandante. Sin embargo, la EEG dispone que existe la posibilidad de extraer el biogás suministrado (biometano) en otro punto en la red de gas natural y convertirlo en electricidad según las condiciones establecidas en la EEG.
En unos cuantos casos, se puede cobrar una tarifa
de disposición para sustratos utilizados en la planta.
No obstante, se debe examinar cuidadosamente esa
posibilidad y, si fuera necesario, asegurarla contractualmente antes de que se incluya las proyecciones de
costo / ingreso.
178
La determinación del valor del digestato depende
de muchos factores. Se puede asumir un valor positivo o negativo dependiendo del suministro de nutrientes en la región. Esto es debido a que es posible
que existan largas distancias de transporte, en cuyo
caso se debe esperar altos costos de transporte. Además, el valor nutritivo de los fertilizantes agrícolas
aplicados debe adjudicarse a la actividad pecuaria.
Para los cálculos de costo de las plantas modelo, se
asumió que el digestato se pone a disposición para la
producción de cultivos a un costo de €cero por tonelada La producción de cultivos debe cubrir simplemente los costos de aplicarlo en el campo y, de esa manera, hacer que los sustratos estén disponibles a un
precio más bajo.
8.2.2 Costos
Las partidas de costos pueden dividirse esencialmente
de acuerdo con la siguiente estructura:
- costos variables (de sustratos, consumibles, mantenimiento, reparaciones y análisis de laboratorio) y
- costos fijos (costos dependientes del capital y gastos
como depreciación, interés y seguro, y costos laborales).
Estas partidas de costos específicas se explican a continuación.
Economía
Tabla 8.11: Derechos a pago para las plantas modelo a partir de puesta en marcha en 2011
Plantas modelo
I
II
III
30% de bosta, 70% de cultivos
energéticos
IV
V
VI
VII
VIII
IX
100%
cultivos
energéticos
Subproductos
100%
cultivos
energéticos
Bioresiduos
100%
cultivos
energéticos
DD
75 kWel
150 kWel
350 kWel
350 kWel
500 kWel
500 kWel
500 kWel
1.000 kWel
500 kWel
Tarifa básica
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Bono NawaRo
x
x
x
x
xa
x
x
x
Bono de bosta
Bono
CHPb
x
x
x
x
x
x
xa
x
Bono de calidad de aire
Pago ct/kWhel
23,09
23,09
20,25
17,88
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
14,08
18,52
11,66
15,93
18,52
a. Pagado sólo por electricidad proveniente de cultivos energéticos y bosta (confrontar Sección 7.3.1)
b. Para el 30% de la cantidad de calor residual
8.2.2.1 Costos variables
Costos del sustrato
Los costos de sustrato pueden representar hasta el 50%
de los costos totales. Esto es muy probable en el caso de
plantas que usan exclusivamente cultivos energéticos y
otros recursos renovables relacionados. La Tabla 8.2
muestra los costos estimados para los distintos sustratos. Los costos totales de sustratos se muestran en las
Tablas 8.12, 8.13 y 8.14. Como resultado de las altas pérdidas por almacenamiento / conservación, que varían
de sustrato a sustrato, la masa que se debe almacenar el
mayor que la masa realmente utilizada en la planta.
Consumibles
Los consumibles comprenden principalmente electricidad, petróleo de ignición, aceite lubricante y diesel, así
como láminas plásticas y sacos de arena para cubrir el
ensilaje. Para el gas que se inyecta a la red, los consumibles también incluyen el propano, que se añade al biogás para el acondicionamiento del gas.
Mantenimiento y reparación
Los costos de mantenimiento y reparación se estiman
en 1–2% de la inversión, dependiendo del componente. Para algunos componentes se dispone de datos
más precisos, lo que permite calcular el costo en función de la capacidad (por ejemplo, una unidad de
CHP con motor de gas de ignición por chispa:
1.5 ct/kWhel).
Análisis de laboratorio
El control del proceso profesional requiere análisis de
laboratorio de los contenidos del digestor. Los cálcu-
los modelo permiten seis análisis por digestor al año,
y cada uno cuesta €120.
8.2.2.2 Costos fijos
Costos dependientes del gasto de capital
Los costos dependientes del gasto de capital están
constituidos por depreciación, interés y seguro. La provisión de depreciación es específica a los componentes.
La depreciación es lineal a lo largo de 20 años para estructuras físicas y de 4 a 10 años para el equipamiento
técnico instalado. El capital comprometido se remunera
a una tasa de interés de 4%. Para los propósitos de cálculos de rentabilidad no se hace distinción entre patrimonio y capital prestado. Los cálculos del modelo asumen una tasa general de 0,5% de los costos totales de
capital para el costo del seguro.
Costos laborales
Como el trabajo en una planta de biogás generalmente
se realiza gracias a empleados permanentes y como
no hay picos laborales particulares, si el suministro
del sustrato proviene de la producción de cultivo, se
puede incluir los costos laborales en los costos fijos. El
tiempo de trabajo requerido se constituye en gran medida el tiempo necesario para cuidar la planta (control, monitoreo y mantenimiento) y para cargar el sustrato. El tiempo requerido para control, monitoreo y
mantenimiento se asume como una función de la capacidad instalada, tal como se muestra en la
Figura 9.5 en el capítulo titulado 'Organización empresarial del fundo agrícola' (Sección 9.1.3.2).
179
Tabla 8.12: Análisis de costos - ingresos para plantas modelo I a V
I
Análisis de costos / ingresos
II
III
IV
V
100% de cultivos
energéticos
Sub-productos
Unidades
75 kWel
150 kWel
350 kWel
350 kWel
500 kWel
kWh/a
601.114
1.203.542
2.794.798
2.800.143
3.999.803
Tarifa promedio
ct/kWh
23,09
23,09
20,25
17,88
14,08
Venta de electricidad
€/a
138.809
277.922
565.856
500.730
563.258
Venta de calor
€/a
4.662
8.457
20.151
20.187
27.437
Ingresos totales
€/a
143.472
286.379
586.007
520.918
590.695
€/a
51.761
95.795
226.557
238.068
273.600
Ingresos
Costos variables
Costos del sustrato
Consumibles
€/a
17.574
29.387
36.043
42.900
45.942
Reparaciones y
mantenimiento
€/a
12.900
17.664
57.369
58.174
73.662
€/a
720
720
1.440
1.440
1.440
Costos variables totales
€/a
82.956
143.566
321.408
340.582
394.643
Margen de contribución
€/a
60.516
142.813
264.599
180.335
196.052
Depreciación
€/a
56.328
78.443
110.378
113.768
117.195
Interés
€/a
10.655
15.020
26.999
27.220
27.786
Seguro
€/a
2.664
3.755
6.750
6.805
6.947
Mano de obra
horas de
trabajo / día
1,97
3,25
6,11
6,20
6,05
Mano de obra
horas de
trabajo / día
719
1.188
2.230
2.264
2.208
Mano de obra
€/a
10.778
17.813
33.455
33.957
33.125
Costos fijos totales
€/a
80.424
115.031
177.582
181.750
185.052
Ingresos con / sin costos directos
€/a
-19.908
27.782
87.016
-1.415
10.999
Gastos generales
€/a
750
1.500
3.500
3.500
5.000
Costos fijos
Costos totales
€/a
164.130
260.097
502.491
525.833
584.696
ct/kWhel
26,53
20,91
17,26
18,06
13,93
Utilidad / pérdida
€/a
-20.658
26.282
83.516
-4.915
5.999
Retorno sobre la inversión
total
%
-3,8
11,0
16,4
3,3
4,9
Costos de generación de
electricidad
El tiempo necesario para cargar el sustrato se usa
como una función de los sustratos y tecnologías utilizados, según la base de datos de KTBL. Se asume
que el salario es €15 por hora.
180
Costos del terreno
No se hace provisión para los costos del terreno para
la operación de plantas modelo. Si se opera la planta
como una planta comunitaria o como una planta comercial, se debe tener en cuenta partidas de costos
adicionales como arrendamiento o alquiler.
Economía
8.2.3 Análisis de costos / ingresos
Tabla 8.13: Análisis de costos / ingresos para plantas modelo VI a IX
Análisis de costos / ingresos
Unidades
VI
VII
VIII
IX
100% de cultivos
energéticos
500 kWel
Bio-residuos
500 kWel
100% de cultivos
energéticos
1000 kWel
Digestión seca
500 kWel
Ingresos
kWh/a
4.013.453
4.001.798
8.009.141
4.002.618
Tarifa promedio
ct/kWh
18,52
11,66
15,93
18,52
Venta de electricidad
€/a
743.194
466.606
1.276.023
741.274
Venta de calor
€/a
27.525
27.450
49.900
27.455
Ingresos totales
€/a
770.719
494.055
1.325.922
768.729
Costos variables
Costos del sustrato
€/a
335.818
40.000
638.409
348.182
Consumibles
€/a
51.807
57.504
106.549
50.050
Reparaciones y mantenimiento
€/a
78.979
76.498
152.787
81.876
€/a
1.440
1.440
2.880
1.440
€/a
468.045
175.442
900.625
481.548
€/a
302.674
318.613
425.297
287.182
Depreciación
€/a
135.346
143.657
226.328
147.307
Interés
€/a
32.746
35.255
54.299
41.284
Seguro
€/a
8.187
8.814
13.575
10.321
Mano de obra
horas de
trabajo / día
7,24
6,31
11,19
9,41
Mano de obra
horas de
trabajo / día
2.641
2.304
4.086
3.436
Mano de obra
€/a
39.613
34.566
61.283
51.544
€/a
215.893
222.291
355.485
250.456
€/a
86.781
96.322
69.812
36.725
Gastos generales
€/a
5.000
5.000
10.000
5.000
Costos totales
€/a
688.937
402.733
1.266.110
737.004
ct/kWhel
16,48
9,38
15,19
17,73
Utilidad / pérdida
€/a
81.781
91.322
59.812
31.725
Retorno sobre la inversión total
%
14,0
14,4
8,4
7,1
Costos fijos
Costos de generación de
electricidad
El objetivo mínimo cuando se opera una planta de
biogás debe ser obtener compensación adecuada por
el capital invertido y la mano de obra empleada. Cualquier utilidad por encima de esto justificará el riesgo
empresarial involucrado. El grado de éxito que puede
esperarse de la operación de plantas modelo se explica a continuación.
El Modelo I no puede lograr una utilidad operativa
a pesar del alto nivel de pagos que recibe. Esto se atribuye en gran medida a la inversión específica muy
alta de una planta tan pequeña (> €7.000/kWel).
Los costos específicos de inversión de los modelos
II y III son significativamente más bajos. Sin embargo,
la razón principal para las utilidades obtenidas es el
bono de bosta que reciben esas plantas. Por el lado del
181
ingreso, el bono de bosta alcanza €47.000 y €66.000,
respectivamente.
La importancia del bono de bosta se hace aún más
evidente a partir de una comparación de las plantas III
y IV, que son de idéntica capacidad. A pesar de que la
planta de cultivo energético (IV) tiene sólo costos totales ligeramente más altos, no logra generar una utilidad ya que no califica para el bono de bosta, lo cual resulta en un pago más bajo por electricidad.
La planta V genera una utilidad muy pequeña. La
razón es que se produce la electricidad principalmente a partir de sub-productos basados en plantas,
con la consecuencia de que el bono de cultivo energético y el bono de bosta, a los cuales la planta básicamente tiene derecho, se pagan sobre menos del 10 %
de la electricidad generada.
La planta del cultivo energético de 500 kW y la
planta de que opera a partir de residuos de 500 kW logran altas rentabilidades de manera similar, aproximadamente de €80.000 y €90.000, respectivamente. Sin
embargo, dichas utilidades se constituyen de manera
diferente. Mientras que los costos fijos están en el
mismo nivel, la planta de cultivos energéticos incurre
en costos de sustrato considerablemente más altos.
Por otro lado, recibe una tasa de remuneración
(6,86 ct/kWhel) que se ve muy incrementada gracias al
bono de cultivo energético, lo cual arroja ingresos adicionales de €275.000 por año. A pesar de que la planta
que opera a partir de residuos recibe una tasa de remuneración más baja, también tiene costos de sustrato
mucho más bajos. En este caso, la rentabilidad podría
incrementarse más si se pudiera obtener ingresos por
disposición de los residuos empleados.
La utilidad para la planta VIII es más baja que para
la planta VI a pesar del uso similar de sustratos.
Como, de acuerdo con la EEG, se aplica tarifas significativamente menores a plantas con una capacidad de
más de 500 kW. La tarifa promedio para la planta VIII
está aproximadamente 14% por debajo que la planta
VI. Y esto no puede compensarse por las economías
de escala asociadas.
La planta de digestión seca de 500 kW genera una
utilidad de aproximadamente €30.000. El mayor número de horas de trabajo que requiere, debido al manejo del sustrato, y los costos fijos más altos, son razones particulares por las que su utilidad es menor que
para la planta de digestión seca VI, que de manera similar usa 100% de cultivos energéticos y tiene una capacidad idéntica.
Como actualmente no hay todavía precio de mercado disponible para el biogás (bio-metano) que se alimenta a la red, sólo se proporciona costos para la
182
Tabla 8.14: Análisis de costos para la planta modelo X
Unidades
X
Procesamiento de
gas
Gas suministrado
m³/a
kWh/a
2.053.155
22.581.100
Gas purificado
m³/a
kWh/a
1.900.128
18.621.253
Gas crudo
m³/a
kWh/a
3.652.570
19.021.710
Costos del sustrato
€/a
638.409
Consumibles
€/a
361.763
Reparaciones y mantenimiento
€/a
61.736
€/a
2.880
€/a
1.064.788
€/a
-1.064.788
Depreciación
€/a
267.326
Interés
€/a
75.358
Seguro
€/a
18.839
Mano de obra
horas de
trabajo /
día
11,75
Mano de obra
horas de
trabajo /
día
4.291
Mano de obra
€/a
64.358
€/a
425.881
€/a
-260.897
Gastos generales
€/a
10.000
Costos
de suministrar el gas de
alimentación
€/a
1.500.670
€/m³
ct/kWh
0,73
6,65
€/a
1.334.472
€/m³
ct/kWh
0,70
7,17
costos de suministrar gas
crudo
€/a
1.030.235
Costos específicos
de suministrar gas crudo
€/m³
ct/kWh
0,28
5,42
Análisis de costos
Ingresos
Costos variables
Costos fijos
Costos específicos del gas de
alimentación
de los cuales:
costos de suministrar gas
purificado
Costos específicos
de suministrar gas purificado
de los cuales:
Economía
planta que alimenta gas más un análisis de costo / ingreso. Los costos proporcionados para las partidas individuales se entregan para todo el proceso incluyendo la alimentación de la red de gas natural. La
tabla también presenta los costos totales y específicos
del suministro de gas crudo (interfaz en la planta de
biogás) y de gas purificado (interfaz en la planta de
procesamiento de biogás). Los precios no son directamente comparables debido a que en las interfaces respectivas se suministra distintas cantidades de gas y de
energía. Por ejemplo, antes de suministrarlo a la red,
el gas se mezcla con propano, cuyo contenido energético es significativamente más barato que el del biogás
producido. Esto tiene como resultado costos específicos más bajos para el gas de alimentación que para el
gas purificado (según el contenido de energía).
8.3 Análisis de sensibilidad
El propósito del análisis de sensibilidad es mostrar
qué factores tienen la mayor influencia sobre la rentabilidad de una planta de biogás. La Tabla 8.15 y la
Tabla 8.16 indican cuánto cambian las utilidades
cuando se cambia los factores respectivos por los
montos datos.
El mayor impacto proviene de los cambios del rendimiento de gas, contenido de metano y eficiencia
eléctrica así como cambios de los costos del sustrato,
especialmente en plantas que utilizan una alta proporción de cultivos energéticos. La importancia del cam-
bio en los costos de adquisición es aún mayor cuanto
más altos sean los costos de adquisición específicos de
la planta. En otras palabras, esto tiene un efecto mayor
en las plantas pequeñas que en las plantas grandes.
Hay impactos menos fuertes provenientes de cambios
a los siguientes factores: horas de trabajo, costos de
mantenimiento y reparación y la venta de calor. Especialmente respecto de la venta de calor, sin embargo,
la situación sería diferente si se pudiera implementar
una estrategia de calor que utilice más el calor y quizás también logre precios más altos.
De manera similar, resulta un impacto muy significativo debido al cambio de la tarifa de electricidad en
1 ct/kWh, aunque en la práctica, casi no es posible influir en la tarifa. Sin embargo, este ejemplo ilustra la
influencia que puede tener la pérdida del bono de calidad de aire: pondría en pérdida a las plantas IV, V y
VIII.
En el caso de la planta I, la mejora de un factor
único no haría que tenga utilidades. La utilidad operativa se lograría solamente si se combina un 10% de
reducción en los costos de adquisición con un incremento del 5% en el rendimiento de gas.
Las plantas II y III tienen una mayor estabilidad
gracias a sus menores costos específicos de capital y
mayores tarifas. Incluso si empeoran algunos parámetros continuarán obteniendo utilidades. Lo mismo se
aplica a la planta que opera según los residuos (VII)
aunque en ese caso esto se debe en gran medida a los
costos de sustrato tan bajos.
Tabla 8.15: Análisis de sensibilidad para plantas modelo I a V
I
Análisis de sensibilidad
Cambio en las utilidades en €/a
II
III
IV
V
100% de cultivos
energéticos
Sub-productos
75 kWel
150 kWel
350 kWel
350 kWel
500 kWel
Cambio de 10% en los costos de adquisición
6.965
9.722
14.413
14.779
15.193
Cambio de 10% en los costos del sustrato
5.176
9.580
22.656
23.807
27.360
Cambio de 5% en el rendimiento de gas /
contenido de
metano / eficiencia eléctrica
6.784
13.793
23.309
21.953
33.358
Cambio de 10% en las horas de trabajo
requeridas
1.078
1.781
3.346
3.396
3.312
Cambio de 10% en los costos
de mantenimiento y reparación
1.290
1.766
5.737
5.817
7.366
Cambio en la tarifa de electricidad
de 1 ct/kWh
6.011
12.035
27.948
28.001
39.998
Cambio de 10% en la venta de calor
1.166
2.114
5.038
5.047
6.859
183
Tabla 8.16: Análisis de sensibilidad para plantas modelo VI a IX
VI
VII
VIII
IX
100% de cultivos
energéticos
500 kWel
Bio-residuos
500 kWel
100% de cultivos
energéticos
1.000 kWel
Digestión seca
500 kWel
Cambio de 10% en los costos de adquisición
17.628
18.772
29.420
19.891
Cambio de 10% en los costos del sustrato
33.582
4.000
63.841
34.818
Cambio de 5% en el rendimiento de gas /
contenido de
metano / eficiencia eléctrica
31.465
17.368
43.049
31.381
Cambio de 10% en las horas de trabajo
requeridas
3.961
3.457
6.128
6.436
Cambio de 10% en los costos
de mantenimiento y reparación
7.898
7.650
15.279
6.174
Cambio de 1 ct/kWh en la tarifa de electricidad
40.135
40.018
80.091
40.026
Cambio de 10% en la venta de calor
6.881
6.862
12.475
6.864
Análisis de sensibilidad
Cambio en las utilidades en €/a
Horticultura
Calefacción distrital
Micro-red de gas
Otros
Edificios residenciales (pueblos)
Secado
Edificios públicos
Establos de animales
Edificaciones in situ
Figura 8.1: Usos del calor residual proveniente de las plantas biogás que operan con procesos de CHP [8-7]
8.4 Rentabilidad de vías seleccionadas de utilización del calor
Junto con el ingreso proveniente de la electricidad, la
utilización del calor proveniente del proceso de CHP
se está convirtiendo cada vez más en un factor clave
en el éxito económico de una planta de biogás. Que la
utilización del calor pueda hacer una contribución significativa a ese éxito o no, dependerá principalmente
de cuánto calor se puede vender a los demandantes
del mismo. El bono de CHP sienta las bases de las
ventajas económicas de la utilización de calor, bono
disponible gracias a la Ley de Fuentes de Energía Renovable [8-1].
184
Como parte de una competencia nacional promovida por la SNR (Agencia de Recursos Renovables) sobre soluciones modelo para plantas de biogás orientadas al futuro, KTBL analizó datos proveniente de 62
plantas de biogás en 2008. Los resultados muestran
que la cantidad de calor utilizada fuera del proceso de
biogás en promedio es de solamente 39% en relación
con la cantidad generada. De las plantas analizadas,
26 utilizaron el calor en edificaciones del mismo lugar
(taller, oficina), mientras que 17 plantas lo utilizaron
para calentar establos de animales; 16 plantas suministraron calor a edificios públicos como hospitales,
piscinas, escuelas y jardines de infancia, y 13 plantas
utilizaron el calor para secado (confrontar Figura 8.1).
Economía
Los edificios residenciales, las micro-redes de gas,
la calefacción distrital y las empresas hortícolas son de
menor importancia como demandantes de calor, ya
que dicho tipos de utilización depende en gran medida del sitio elegido para la planta de biogás.
Las secciones siguientes examinan y explican la
rentabilidad de las vías seleccionadas de utilización
de calor. El cálculo de los ingresos provenientes de
CHP de acuerdo con la EEG de 2009 se basa en plantas
que se pusieron en marcha en 2011, como es el caso de
las plantas modelo. Como los bonos de la EEG están
también sujetos a una tasa de decrecimiento anual de
1%, el nivel del bono de CHP para 2011 es de €0,0294
por kWh, tomando en cuenta las restricciones especificadas en la Lista Positiva y en la Lista Negativa.
8.4.1 Utilización del calor para el secado
Tabla 8.17: Análisis costo / beneficio del secado de grano
utilizando biogás o petróleo para calefacción como portador
de calor
Parámetros
Unidades
Secado de granos
utilizando:
biogás
petróleo de
calefacción
€/a
470
0
€/a
224
1.673
Ingresos
Bono de CHP
Costos
€/a
1.016
1.132
Mano de obra total
€/a
390
390
Gastos generales totales
€/a
150
150
Costos totales
€/a
1.780
3.345
€/t
1,66
4,24
Costos específicos
8.4.1.1 Secado de grano
El secado de grano es una opción de tiempo limitado
para la utilización del calor residual proveniente del
biogás. El grano se seca para mejorar su capacidad de
almacenamiento. En promedio, se debe secar alrededor del 20% del cultivo con un contenido de humedad
del grano de 20% a una humedad residual de 14%.
Esto se hace a menudo con ayuda de secadores por
lote o secadores móviles. El beneficio de secar el grano
utilizando calor residual de CHP es que se utiliza el
calor en el verano cuando hay menos demanda de
otros usuarios de calor como para calentar edificios.
Los cálculos que se muestra más adelante muestran si el secado con calor residual de CHP es ventajoso económicamente cuando se compara con el uso
de combustibles fósiles.
Supuestos:
- un secador por lotes seca el grano;
- 20% del cultivo se seca desde una humedad residual de grano de 20% hasta 14%;
- la cantidad cosechada es de 800 t/a de tal manera
que la cantidad para el secado es de 160 t/a;
- la planta de secado opera durante 20 horas al día un
total de 10 días al año.
Para secar una cantidad de grano de 160 t/a en el periodo especificado, la producción requerida proveniente del intercambiador de calor se calcula en
95 kW. Por lo tanto, anualmente se requerirá 18.984
kWh de energía calorífica.
Si, por ejemplo el trabajo de calefacción de la
planta modelo lll se asume en 3.364.804 kWh/a, entonces secar 160 t de grano utilizará sólo aproximadamente 0,6% del calor generado por la planta de
Costos por tonelada de
grano comercializable
biogás. La cantidad de energía utilizada para el secado equivale aproximadamente a 1.900 litros de petróleo de calefacción.
La Tabla 8.17 compara los costos e ingresos de secar grano utilizando biogás y petróleo de calefacción
como portador de calor.
Si se toma como base un precio de petróleo de calefacción de €0,70 por litro, se puede ahorrar aproximadamente €1.318 al año sustituyendo el petróleo de calefacción por biogás. Ésta es la razón por la que los
costos variables son mucho más bajos para el secado
con biogás en tanto portador de calor que cuando se
utiliza el petróleo de calefacción. Cuando se añade el
bono de CHP por la cantidad equivalente de electricidad de aproximadamente de €470, el secado de granos utilizando calor residual de CHP resulta en una
ventaja en el costo de €2.035 al año. Con referencia a la
cantidad cosechada, los costos de secado que suman
€1,66 por tonelada de grano comercializable utilizando una cantidad de biogás se comparan con €4.24
por tonelada utilizando petróleo de calefacción.
Si el secado de granos es el único método de secado que se utiliza puede ser necesario examinar y
satisfacer el criterio de elegibilidad l.3 para tener derecho al bono de CHP según la EEG de 2009: ‘…los
costos adicionales que surgen del suministro de calor,
los cuales llegan a menos 100 euros por kilowatt de
capacidad de calor’. De esta manera, se puede requerir gasto de capital adicional para este método de secado antes de tener derecho al bono de CHP. Sin em185
Tabla 8.18: Análisis costo / ingreso de métodos de secado de grano que utilizan el calor residual proveniente de la unidad de CHP
de biogás sin el bono de CHP ([8-9], modificado según [8-8])
Unidades
150 kWel
Secador de flujo
mixto
500 kWel
Secador de flujo
mixto
500 kWel
Secador de
alimentación y
giro
150 kWel
Secado móvil
500 kWel
Secado móvil
Supuestos
En vez de un generador de calor (petróleo de calefacción), se utiliza un intercambiador de calor para transferir el calor de la
unidad de CHP a la unidad de secado.
Cantidad útil de calor proveniente
de la planta de biogás luego de la
deducción del calor del digestor
MWh/a
1.136
3.338
3.338
1.136
3.338
Proporción de calor residual
utilizado proveniente de la planta
de biogása
%/a
9
9
13
9
9
Calor residual utilizado
kWh
102.240
300.420
433.940
102.240
300.420
t FM/a
1.023
3.009
4.815
1.023
2.972
kW
88
283
424
88
283
€
48.476
93.110
140.010
25.889
64.789
Inversión y mantenimiento
€/a
4.966
10.269
15.468
3.025
8.182
Electricidad
€/a
844
1.878
2.450
738
1.633
Mano de obra
h/a
260
260
293
326
456
€/a
3.658
3.658
4.116
4.573
6.402
Cantidad de producto procesado
(grano)
Capacidad instalada de calor
Inversión totalb
Costos
Seguro
€/a
251
479
721
134
332
Costos totales
€/a
9.979
16.544
23.048
8.796
17.005
Incremento en valor por el secado
de productosc
€/a
13.105
38.550
61.684
13.105
38.076
Bono de CHP
€/a
0
0
0
0
0
13.105
38.550
61.684
13.105
38.076
€/a
3.126
22.006
38.636
4.309
21.071
€/t FM
3,06
7,31
8,02
4,21
7,09
Ingresos sin bono de CHP
Ingresos totales
Rentabilidad sin el bono de CHP
Rentabilidad
Punto de equilibrio
a. Periodo de secado: En julio y agosto, durante el cual el secado de flujo mixto y el secado móvil utilizarían 50% de la producción térmica de la planta de
biogás mientras que el secado de alimentación giro utilizaría 75% de la producción térmica de la planta de biogás.
b. Inversión en el secador de tal manera que se cumpla con los criterios de elegibilidad del Anexo 3 de la EEG: los costos adicionales alcanzan €100 por
kilowatt de capacidad térmica instalada
c. Incremento de valor obtenido como resultado de la mejor capacidad de almacenamiento y de mejores oportunidades de comercialización: €10/t FM.
bargo, eso puede incrementar los costos hasta €3.023
centavos por año, cancelando en consecuencia la ventaja del costo de utilizar el calor proveniente del biogás e incrementar los costos específicos de secado con
biogás hasta €3,24 por tonelada de grano comercializable en comparación con €4,24 por tonelada utilizando petróleo de calefacción.
Como muestra el ejemplo del cálculo, usar parcial
o totalmente la cantidad total de calor residual para el
secado de grano como única forma de utilización del
186
calor no valen la pena desde el punto de vista económico. Se debe examinar si se puede realizar el secado
de grano como una opción estacional aparte de otras
estrategias de utilización del calor.
Sin embargo, si se encuentra demandantes de
grandes cantidades de calor para el secado (por ejemplo, para el secado por contrato), entonces se puede
lograr la rentabilidad, tal como se demuestra en los
cálculos de los ejemplos en [8-8].
Economía
Tabla 8.19: Análisis costo / ingreso de métodos de secado de grano que utilizan el calor residual proveniente de la unidad de CHP
de biogás con el bono de CHP ([8-9], modificado según [8-8])
Unidades
150 kWel
Secador de flujo
mixto
500 kWel
Secador de flujo
mixto
500 kWel
Secador de
alimentación y
giro
150 kWel
Secado móvil
500 kWel
Secado móvil
Ingresos con bono de CHP
Incremento en valor por secado de
productosa
€/a
13.105
38.550
61.684
13.105
38.076
Bono de CHP
€/a
2.576
7.805
11.274
2.576
7.805
15.681
46.355
72.958
15.681
45.881
€/a
5.702
29.811
49.910
6.885
28.876
€/t FM
5,57
9,91
10,37
6,73
9,72
Ingresos totales
Ingresos con bono de CHP
Rentabilidad
Punto de equilibrio
a. Proporción de energía a calor de una planta de 150 kW: 0.857; proporción de energía a calor de una planta de 500 kW: 0,884
Tabla 8.20: Ahorro en petróleo de calefacción para métodos de secado de granos que utilizan calor residual de la unidad de CHP
de biogás
Unidades
150 kWel
Secador de flujo
mixto
500 kWel
Secador de flujo
mixto
500 kWel
Secador de
alimentación y
giro
150 kWel
Secado móvil
500 kWel
Secado móvil
Sustitución de combustibles
fósiles
Cantidad de petróleo de calefacción
ahorradoa
l/a
14.700
34.700
51.410
11.760
34.235
Ahorro de costos de petróleo de
calefacción b
€/a
10.290
24.290
35.987
8.232
23.965
a. Cantidad de petróleo de calefacción ahorrado en comparación con el uso de petróleo de calefacción como portador de calor del combustible fósil para el
secado. Eficiencia del calentador de aire para petróleo de calefacción: 85%
b. Precio del petróleo de calefacción: €0,7/l
Se asume que el 9% del calor disponible de una
planta de biogás puede utilizarse unos 50 días durante los meses de verano de julio y agosto en Alemania. Se asume, además, que los costos adicionales de
hacer que el calor esté disponible llegarán al menos a
€100 por kilowatt de capacidad de calor, lo cual significa que se puede incluir el bono de CHP entre los ingresos.
La Tabla 8.18 y la Tabla 8.19 muestran que, en estas
condiciones, incluso una pequeña planta de biogás
(150 kW) es capaz de lograr una utilidad apreciable,
asumiendo que el incremento en valor del grano como
resultado de la mejor capacidad de almacenamiento y
de las mejores oportunidades de mercadeo se valora a
€10/t FM. Sin embargo, la mera inclusión del bono de
CHP, no es suficiente para lograr el punto de equilibrio con la variante de secado (ver Tabla 8.19).
Si el biogás se reemplaza por petróleo de calefacción como portador del calor, el ahorro en los costos
del petróleo de calefacción cubrirán por sí mismos los
costos totales de la alternativa de secado utilizando
calor residual de CHP (ver Tablas 8.18 y 8.20).
En una comparación de los dos métodos de secado,
la utilidad esperada del secado móvil es comparable a
la del secado de flujo mixto, a pesar de que la inversión
es hasta 55% menor. Esto se atribuye a los costos laborales más altos para el secado móvil (por ejemplo, por
el cambio de remolcadores), siendo los costos de la
mano de obra 25% o 75% mayores, dependiendo del tamaño de la planta.
8.4.1.2 Secado del digestato
El secado del digestato se evaluó como método de utilización del calor a partir de la generación de CHP que
vale la pena considerar y, por lo tanto, fue incluido en
la Lista Positiva de la EEG de 2009 (el digestato recibe
el nombre de "residuos de fermentación" en la EEG).
187
Esta opción de utilización del calor hace que el operador de la planta sea apto para recibir el bono de CHP
si el producto de procesamiento es un fertilizante. El
efecto de esta forma de utilización del calor en la rentabilidad de una planta de biogás será positivo si no se
dispone de otras opciones rentables de utilización del
calor, ya que los ingresos usualmente se limitarán al
bono de CHP. No será posible reducir los costos de la
aplicación de fertilizantes o añadir valor al digestato
por el proceso de secado salvo que haya estrategias de
utilización o de mercado para el producto del secado.
8.4.2 Utilización del calor para calentar invernaderos
Los invernaderos pueden consumir grandes cantidades de calor por largos periodos. Esto representa una
corriente confiable de ingresos y a la vez resulta en bajos costos de suministro de calor para el operador del
invernadero. El ejemplo descrito a continuación presenta el suministro de calor para varios regímenes de
cultivos y para dos distintos tamaños de invernadero.
Con respecto al cultivo de plantas ornamentales, se
hace una distinción entre tres rangos de temperatura
específicos a los cultivos: 'frío' (< 12 °C), 'templada'
(12–18 °C) y 'cálido' (> 18 °C).
Para un análisis de la rentabilidad, el ejemplo ilustra una planta de biogás con una capacidad instalada
eléctrica de 500 kW. Se asume que se requiere un total
de 30% del calor proveniente de la unidad de CHP
para calentar el digestor. En consecuencia, alrededor
del 70% del calor generado, es decir, unos 3.200 MWh
por hora térmica al año, se encuentra disponible para
propósitos de calentamiento.
La Tabla 8.21 contrasta la demanda de calor de los
distintos regímenes de cultivo para invernaderos con
un área bajo vidrio de 4.000 m2 y 16.000 m2 respectivamente, utilizando el calor residual potencial de una
unidad de CHP de 500 kWel en función del régimen de
cultivo y del tamaño del invernadero.
El ejemplo de cálculo asume que se suministra calor residual de CHP en vez de usar petróleo de calefacción. El calor residual de CHP cubre la carga base y
la calefacción por el petróleo de calefacción cubre la
carga pico. Los costos de lograr la carga pico se toman
en cuenta en los cálculos (confrontar la Tabla 8.22).
El calor se extrae de la unidad de CHP como agua
caliente y se conduce al invernadero a través de una tubería de calefacción local.
Aunque la calefacción de invernadero aparece
como una de las categorías de utilización de calor en
la Lista Positiva de la EEG de 2009, no otorga derecho
188
al pago del bono de CHP salvo que dicha calefacción
reemplace la misma cantidad de calor proveniente de
combustibles fósiles y los costos adicionales de la cantidad de suministro de calor por al menos €100 por
kW de capacidad calorífica.
En el ejemplo de cálculo a continuación, los costos
adicionales del suministro de calor a partir de la
planta de biogás exceden los €100 por kW de capacidad calorífica requerida por la EEG, lo cual significa
que se puede incluir el pago del bono de CHP entre
los ingresos.
Se asume adicionalmente que el operador de la
planta de biogás vende el calor a €0,023/kWhth. Por lo
tanto, además del bono de CHP existen ingresos adicionales provenientes de la venta de calor.
Para un operador de invernadero de horticultura
ornamental fría', la ventaja en el costo es de €10.570 o
€78.473 por año en comparación con la calefacción solamente a partir de petróleo de calefacción, asumiendo los costos antes mencionados de calor de
€0,023/kWh y a pesar de los costos adicionales de capital de la tubería de suministro de calor (confrontar
Tabla 8.22).
Los cálculos se basan en un precio del petróleo de
calefacción de 70 centavos/l.
Para los regímenes de cultivo 'templado' y 'cálido',
los ahorros potenciales se elevan hasta el 67% por la
mayor venta de calor con sólo un ligero incremento en
los costos fijos.
8.4.3 Utilización del calor para los esquemas
municipales de calefacción local
El marco legal crea la base para el uso, mejoramiento y
construcción de redes de calefacción en la Ley reformulada sobre el Calor proveniente de Energías Renovables, la Ley de Co-generación y las posibilidades de
apoyo asociadas a las mismas que proporcionan los
estados y los distritos así como los préstamos subsidiados.
La Tabla 8.23 presenta un ejemplo de planificación
con los parámetros clave para una municipalidad que
debe ser suministrada con calor. Compara el suministro de calor proveniente de un caldero de astillas de
madera con el calor residual proveniente de de una
planta de biogás. Se asume que la carga base (aproximadamente 30% de la demanda) se satisface por medio de un caldero de astillas de madera o una planta
de biogás y que la carga pico se satisface por medio de
un caldero a base de petróleo (aproximadamente el
70% de la demanda). El municipio consta de 200 viviendas, una escuela y edificio administrativo. El calor
Economía
Tabla 8.21: Demanda de calor anual de los invernaderos y utilización de calor residual potencial de una planta de biogás de
500 kWel para distintos regímenes de cultivo y tamaño de invernaderos.
Régimen de cultivo
Horticultura ornamental fría
Horticultura ornamental templada
Horticultura ornamental cálida
Área bajo vidrio [m2]
4.000
16.000
4.000
16.000
4.000
16.000
Calor requerido para
calefacción [MWh/a]
414
1.450
1.320
4.812
1.924
6.975
Potencial de calor residual
utilizado de una planta de
biogás de 500 kWel [%]
13,3
46,4
42,2
100
61,6
100
Tabla 8.22: Comparación de costos de suministro de calor para calefacción por petróleo de calefacción y por calor residual
proveniente de unidad de CHP de biogás con referencia al ejemplo de dos tamaños de invernaderos con regímenes de cultivo
'fríos'
Área bajo el vidrio
4.000 m2
16.000 m2
Suministro de calor de
Unidades
Petróleo de
calefacción
Biogás
Petróleo de
calefacción
Biogás
€
86.614
141.057
155.539
216.861
Costos variables totales (reparaciones y costos de combustible)
€/a
37.770
22.235
129.174
45.105
Costos fijos totales (depreciación, interés, seguro)
€/a
7.940
2.930
14.258
19.879
Mano de obra total
€/a
390
390
390
390
Gastos generales totales
€/a
500
500
500
500
46.625
Inversión
Costos totales
€/a
Diferencia entre calefacción con petróleo y biogás
€/a
10.570
36.055
144.348
78.473
65.874
Ahorros provenientes de la calefacción con biogás en
comparación con la calefacción con petróleo
%
22,7
54,4
Tabla 8.23: Supuestos y parámetros clave para el suministro de calor en un esquema municipal de calefacción local con carga
base suministrada por el calor residual de CHP de biogás y por caldero de astillas de madera [según 8-10]
Unidades
Calor residual de CHP
Astillas de madera
Viviendas
Número
200
Escuela
Alumnos
100
Empleados
20
MW
3,6
Demanda de calor proveniente de biogás / astillas
de madera
MW/a
1,1
Demanda de calor proveniente de caldero a base de
petróleo
MW/a
2,6
Calor total
MWh/a
8.000
del cual el calor proviene de biogás residual /
astillas de madera
MWh/a
Edificio administrativo / oficina
Demanda de calor total
Longitud de la red
Demanda anual de calor
5.600
5.200
m
4.000
kWh/a
6.861.000
189
Tabla 8.24: Inversión y costos de suministro de calor requeridos para el esquema municipal de calor local en función del precio de
venta del calor residual de CHP de biogás [8-10]
Unidades
Precio de venta del calor residual de biogás
ct/kWh
Inversión requeridaa
€
Inversión requerida para la distribución del
calorb
€
Costos
Calor residual de CHP
1
Astillas de madera
2,5
5
3.145.296
3.464.594
2.392.900
€/a
571.174
655.594
796.294
656.896
Costos de suministro de calor
ct/kWh
8,32
9,56
11,61
9,57
de los cuales los costos de distribución del
calor sonb
ct/kWh
3,17
a. Estos incluyen: edificio de instalaciones de calefacción y servicio público, componentes de la planta para el suministro de carga pico (caldero a base de
petróleo e instalación para el almacenamiento de petróleo), componentes comunes de la planta (almacén de tampones, instalaciones eléctricas, sistemas
de instrumentación y control, saneamiento, sistemas de ventilación y aire acondicionado), red de calefacción distrital, costos de construcción
incidentales (planeamiento y aprobación). Se incluye los costos adicionales de capital de un caldero de biomasa y almacenamiento de biomasa de
astillas de madera.
b. La planta de biogás no se incluye en la inversión. El calor se transfiere a la red aquí descrita corriente abajo de la unidad de CHP.
Tabla 8.25: Clasificación cualitativa de varias vías de utilización del calor
Vía de utilización del calor /
sumidero de calor
Inversión
Cantidad de
producción de
calor
Suministro de calor (continuidad
de producción de calor)
Bono de CHP
Sustitución de
combustibles
fósiles
++/+
0
-
(-)a
+
Secado
- Granos
- Digestato
0
++
++
+
-
+/0
+
0
(-)a
0/-
+/0
++
0b
+
++
- Edificaciones
residenciales
-
+/++c
+d
+
++
- Edificaciones
industriales
+/0
+/++c
++d
+
++
- Establos de animales
+/0
0e
0
+
+
- Lecherías
-f
++
++
+
++
- Pre-enfriamiento de la
leche
-f
0
+
-
-
- Astillas de madera
Calefacción
- Horticultura
Enfriamiento
++ = muy bueno / en caso de la inversión: muy bajo
+ = bueno / en caso de la inversión: bajo
0 = promedio / en caso de la inversión: neutro
- = malo / en caso de la inversión: alto o muy alto
a. Se tiene derecho al bono de CHP sólo si surgen costos adicionales del suministro de cantidad de calor al menos €100 por kilowatt de capacidad de calor.
b. Puede suceder que se suministre calor solamente en invierno y que la cantidad de calor varíe significativamente dependiendo del nivel de temperatura
del régimen de cultivo y del tamaño del invernadero.
c. Depende de la configuración de las edificaciones que reciban calefacción. Conviene para construcción de viviendas de alta densidad con edificios mal
aislados y para consumidores municipales y comerciales en gran escala.
d. Para cubrir solamente la carga base. La carga pico debe cubrirse con otras fuentes de energía.
e. El monto de producción de calor está restringido por los límites de calor superiores en el Anexo 3 de la EEG.
f. Inversión del refrigerador de absorción
se distribuye a los consumidores a través de una red
de agua caliente. Como la demanda de calor del municipio alcanza 3,6 MW, el caldero de astillas de madera o la planta de biogás deben estar diseñados con
una capacidad calorífica de al menos 1,1 MW.
190
Se puede asumir para los ejemplos de inversión de
€3,15 millones (biogás) o €3,46 millones (astillas de
madera). La inversión de la planta de biogás no se
cuenta como parte de los costos de generación de calor, lo cual explica por qué la inversión es más baja.
Economía
Alrededor del 70%, la tubería de calefacción local (con
la tubería principal) así como las estaciones de transferencia y las conexiones domiciliarias constituyen la
mayor parte de la inversión. Los cálculos asumen una
inversión promedio de €410 / m para la tubería de calefacción local, de los cuales solamente de €50 a 90 / m
se atribuyen a los materiales del tubo de calefacción.
Dependiendo del precio de venta del calor residual
de CHP proveniente del biogás, los costos de producción de calor son de 8,3 a 11,6 ct/kWh. Los costos de
distribución de calor por sí mismos alcanzan a
3,17 ct/kWh. Otro rubro importante de costos es el suministro de petróleo de calefacción (para la carga
pico). En este ejemplo se ve que el calor residual proveniente de la unidad de CHP de biogás debe costar
alrededor de 2,5 ct/kWh para que pueda competir con
una planta de calefacción basada en astillas de madera.
8.6 Referencias
[8-1]
EEG (2009): Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien [Ley de Concesión de Prioridad a las fuentes de
Energía Renovable - Ley de Fuentes de Energía Renovables]
[8-2]
Fraunhofer UMSICHT (2008): Technologien und Kosten der Biogasaufbereitung und Einspeisung in das
Erdgasnetz. Resultados de encuesta de mercado 2007–
2008, Oberhausen
[8-3]
Gemmeke, B. (2009): – comunicaciones personales
[8-4]
KTBL (2005): Gasausbeute in landwirtschaftlichen Biogasanlagen, Darmstadt
[8-5]
FNR (2005): Handreichung Biogasgewinnung und -nutzung. Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (ed.),
Gülzow
[8-6]
vTI (2009): Bundesmessprogramm zur Bewertung neuartiger
Biomasse-Biogasanlagen,
Abschlussbericht
Teil 1, Braunschweig
[8-7]
Döhler, S. y H. Döhler (2009): Beispielhafte Biogasprojekte unter dem neuen EEG im Rahmen des Bundeswettbewerbs Musterlösungen zukunftsorientierter Bio-
8.5 Clasificación cualitativa de varias
vías de utilización del calor
gasanlagen.
Actas
de
la
conferencia
anual
de
Fachverband Biogas e. V.
[8-8]
Gaderer, M., Lautenbach, M.; Fischer, T.; Ebertsch, G.
(2007): Wärmenutzung bei kleinen landwirtschaftli-
La Tabla 8.25 proporciona una visión de conjunto de
la clasificación cualitativa de varias vías de utilización
del calor.
chen Biogasanlagen, Bayerisches Zentrum für angewandte Energieforschung e. V. (ZAE Bayern), Augsburg, modificado
[8-9]
KTBL (2009): Faustzahlen Biogas. Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft e. V. (ed.),
Darmstadt
Döhler H. et al. (2009): Kommunen sollten rechnen;
Joule 01.2009
Fuente: Tannhäuser Ingenieure
[8-10]
191
9
9
Organización del
negocio agrícola
La decisión de establecer el biogás como una rama de
producción en un fundo agrícola o en un colectivo
agrícola, o de convertir un fundo agrícola al biogás, se
puede basar esencialmente en los siguientes argumentos principales:
- establecimiento de una nueva rama de negocios
para ampliar la base de producción;
- salvaguardar el ingreso aprovechando el precio de
garantía para la electricidad proveniente del biogás;
- contar con una fuente de activos líquidos a lo largo
de todo el año de negocio;
- utilizar el suelo independiente del mercado;
- recuperar la energía de los productos y sub-productos primarios;
- reducir las emisiones y olores provenientes del almacenamiento y de la aplicación de fertilizante
agrícola;
- mejorar la disponibilidad de los nutrientes de fertilizantes agrícolas para los cultivos;
- lograr autosuficiencia de suministro de energía; y
- mejor imagen del fundo agrícola.
Antes de tomar la decisión de producir biogás, se deben examinar y ponderar las siguientes opciones para
la producción y uso del biogás. La decisión dependerá
también de la predisposición individual al riesgo
(confrontar Figura 9.1).
Opción 1: suministrar sustrato a una planta de biogás existente o nueva; bajo riesgo en términos de gasto
de capital y de operación de la planta de biogás, pero
una menor porción del valor agregado proveniente
del biogás.
Opción 2: construcción de una planta de biogás en
el fundo agrícola o en la comunidad, por ejemplo, ya
sea para convertir el biogás en electricidad en la
planta o para vender el biogás a un procesador de gas;
alto riesgo en términos de gasto de capital y operación
de la planta de biogás, pero alta porción del valor
agregado proveniente del biogás..
192
Figura 9.1: Opciones disponibles al agricultor para la
producción de biogás
La opción uno se puede comparar con la producción de cultivos comerciales. Sin embargo, particularmente respecto de la producción, digamos, de ensilaje
de maíz, debería notarse que el contenido de materia
seca de la masa fresca de alrededor de 30 a 40% por
las 24 horas máximo de vida de anaquel del ensilaje,
luego de sacarlo del almacenamiento implica una capacidad de transporte limitada. Por tanto, en el mejor
de los casos, será posible atender un mercado regional, asumiendo que el silo se encuentre ubicado dentro de la propiedad del productor.
Cuando el cultivo se vende directamente del
campo, como es a menudo el caso en el sur de Alemania, la capacidad de ensilaje estará en la propiedad del
usuario, es decir, en la planta de biogás. En este caso,
también el mercado será solamente regional debido a
que se requiere contar con capacidad de transporte.
Esta opción la alienta aún más la regionalización
por los costos de transporte involucrados en la utilización del digestato, que se almacena sobre todo en la
planta de biogás. Desde el punto de vista del operador
de la planta de biogás, son deseables los contratos a
largo plazo para satisfacer la demanda relativamente
constante de sustrato. Satisfacer los términos del contrato puede ser un problema para el agricultor, especialmente en los sitios marginales o donde los rendimientos pueden variar.
Organización del negocio agrícola
Tabla 9.1: Condiciones generales a considerar para el planeamiento del sustrato
Planeamiento del sustrato
Condiciones generales
• Se dispone de fertilizante agrícola (con
detalles de DM y VS)
• Se dispone de capacidad de almacenamiento (para el ensilaje, digestato)
• Se produce residuos agrícolas en el fundo
• Demanda de calor por el fundo agrícola o de demandantes cercanos
(cantidades, ciclo estacional)
• Disponibilidad de tierra, rendimientos y
costos de producir cultivos energéticos
• Puntos de alimentación para el calor y la energía
• Inventario de edificación utilizable
• Residuos provenientes de las industrias de
alimentación humana y animala
• Tierra disponible para la utilización de digestato
• Cumplimiento con la Ordenanza sobre Bio-residuos
• Distancia de transporte para sustratos de insumo y utilización de digestato
• Cálculo de la tarifa de alimentación pagable por el uso de sustratos específicosa
a. El requisito en la EEG (2009) para el calcular el nivel de tarifas de alimentación debe tomarse en cuenta aquí.
La opción 2, por otro lado, se puede comparar con
la construcción de una planta de ganado. El 'procesamiento del producto' se lleva a cabo en el fundo agrícola. El objetivo es generar una utilidad del procesamiento, ampliar la base de producción y hacer una
inversión en el futuro. Esto requiere un gasto adicional de capital de €6.000 a 8.000 / ha, y tanto el capital
como la tierra quedan inmovilizados económicamente
por largo tiempo, unos 20 años. Un objetivo adicional
es lograr un retorno apropiado sobre el capital invertido. Esto se debe examinar con ayuda de un análisis
de costo / beneficio (confrontar Sección 8.2.3).
Especialmente luego de la reformulación de la Ley
de Fuentes de Energía Renovable (EEG) de 2009, la
construcción de una planta de biogás agrícola se
funda en la disponibilidad del fertilizante agrícola, la
capacidad de hacer un uso significativo del calor generado, el área de terreno necesaria para suministrar
el sustrato y el potencial para utilizar el digestato.
Más específicamente, es necesario determinar el volumen del fertilizante agrícola que se está produciendo
y el contenido de materia seca (DM) (valor guía 0,15 ...
0,2 kW por unidad de ganado). Si se conoce el contenido de DM, el volumen de bosta producida se puede
calcular sobre la base de valores guía de, por ejemplo,
los institutos estatales de investigación agrícola o
KTBL. Debe recordarse que una sola muestra de bosta
producirá a menudo un valor poco confiable.
Además, es necesario determinar lo que surge de
los residuos agrícolas (como residuos de forraje, las
capas superiores de los silos, etc.) así como la disponibilidad de cualquier sub-producto puramente basado
en plantas para su utilización como posibles sustratos
de auto-financiación, respecto tanto de la oportunidad
como del volumen, teniendo en cuenta las distancias
de transporte. Según los esquemas de tarifas en la
EEG, el contenido de DM de sub-productos puramente basados en plantas es de gran significado, por-
que, para el rendimiento energético de dichas sustancias, una cantidad fija de energía basada en el insumo
de masa fresca no permite acceder al bono NawaRo
(confrontar Sección 7.3.3.2).
Cuando se está considerando la digestión de residuos como una opción, los puntos a examinar son la
disponibilidad de los bio-residuos, las distancias de
transporte, cualquier requisito relativo a la conservación de los residuos, las preocupaciones sobre la biología de la digestión, los asuntos legales y la posible
necesidad de higienización.
En lo que respecta al uso de cultivos de los campos, cuando se planea un planta de biogás agrícola,
los agricultores deberían tener una idea clara sobre
qué áreas de sus tierras pueden o desean utilizar para
el biogás, con qué rendimientos y qué tipo de cultivos.
En bruto, se puede asumir que 0,5 ha/kWel es la cifra
típica. Con la debida consideración para las cuestiones de rotaciones de cultivos y gestión de la mano de
obra, se debe dar preferencia a los cultivos de alto rendimiento con bajos costos por unidad de materia seca
orgánica o por metro cúbico de metano. No obstante,
puede tener sentido cultivar otros ensilajes de cultivos
enteros en vez del maíz desde el punto de vista de los
negocios si esto puede equilibrar el pico laboral durante la cosecha de maíz y permitir que se despeje los
campos más rápidamente; por ejemplo, para plantar
colza que produce aceite a partir de su semilla.
La utilización de toda el área del fundo agrícola
para cultivar alimento basal para el ganado y para
producir sustrato para el biogás no tiene sentido normalmente, ya que ya no es posible participar en el
mercado. Además, enfoques como estos son inapropiados debido a la necesidad de rotación de cultivos
en fundos cultivables.
La compra de biomasa es una práctica común
cuando no se puede producir suficiente sustrato en las
propias tierras del fundo. Incluso cuando los agricul193
tores tratan de celebrar contratos de largo plazo—a
menudo con una cláusula de ajuste de precios—el nivel de seguridad material y económica para la planta
de biogás es menor. La construcción de plantas adicionales en la región o los cambios en los precios agrícolas, como ocurrió en 2007/08, puede tener un efecto
significativo en el mercado regional. La Tabla 9.1 resume las condiciones generales que deben tomarse en
cuenta para el planeamiento del sustrato.
Cuando se decide sobre el tamaño de la planta de
biogás a construirse, es necesario tomar en cuenta no
solamente el suministro de sustrato, la utilización potencial del digestato y la cantidad de calor a los que se
puede dar un uso significativo, sino también las cuestiones técnicas, legales, administrativas y tarifarias. El
tamaño deseado de la planta de biogás a veces se determina sin referencia a la naturaleza específica del sitio en cuestión (demanda de calor, uso de lodo líquido
de biogás, tamaños y estructuras de los fundos agrícolas, etc.) o a la disponibilidad de sustrato o a asuntos
de gestión de la mano de obra. Sin embargo, esto
puede dar lugar a problemas económicos y estructurales considerables y se recomienda.
En resumen, debe recordarse que los siguientes
factores son particularmente importantes en relación
con la integración actual de una planta de biogás a
una empresa agrícola:
- Necesidades de terreno y periodo de compromiso
(20 años), aunque estos pueden estar influidos por
la compra de sustratos, por ejemplo.
- Régimen de fertilización: posible incremento del
volumen del material que se va a esparcir en los
campos y en la cantidad de nutrientes en el ciclo de
cultivo.
- Uso de activos fijos: posibilidad de hacer uso de silos existentes, almacenes de lodo líquido, ...
- Gestión de la mano de obra: se debe tomar en
cuenta la producción, cosecha y almacenamiento o
la compra de materias primas (sustratos), operación
de la planta, incluyendo el procesamiento / carga de
sustratos, monitorización de procesos, soporte técnico, mantenimiento, rectificación de fallas y daños,
tareas administrativas y distribución del digestato
en el campo (ejemplo: producción, cosecha y almacenamiento de grano: 6 – 8 h/ha en comparación
con ensilaje de maíz: 13 – 15 h/ha).
Para mitigar el riesgo, se puede construir la planta
junto con un fundo asociado. Para este propósito, se
puede establecer una sociedad privada para generar
los ingresos básicos de los cultivos energéticos, la
bosta y otras sustancias, tales como las grasas (confrontar Sección 9.2.2).
194
A continuación se establecen los factores más importantes que influyen en la re-estructuración de un
fundo agrícola.
9.1 Re-estructuración de un fundo
agrícola—prospectos futuros y enfoques de optimización
El planeamiento y la construcción de la planta requieren la participación del agricultor de varias maneras.
La siguiente lista proporciona una visión de conjunto
de las decisiones clave y actividades del agricultor durante el planeamiento de la planta de biogás y su integración al fundo agrícola:
- selección del sitio;
- conexión eléctrica para alimentar la energía generada en la red, incluyendo la construcción de una
nueva estación de transformadores, que se necesita
normalmente;
- aclaración de cómo se integrará la planta al fundo
agrícola por el lado del calor;
- aclaración de cómo se integrará la planta por el lado
del sustrato;
- procedimiento de obtención de licencia (preparación de solicitud de permiso);
- evaluaciones expertas (informe sobre el suelo para
la ubicación de la planta, análisis estructural para
tanques y nuevas estructuras, plan de salud y seguridad para el sitio de la construcción, inspección por
parte de una agencia técnica de inspección,...);
- cualquier expansión requerida de espacio de almacenamiento para digestato adicional proveniente de
co-sustratos;
- instalaciones y equipamiento del sitio (iluminación
de exteriores, construcción de cerco, señalización,
vías, tubos de agua, plantaciones compensatorias,
...);
- calefacción de la planta y despeje de fallas durante
las fases de arranque y servicios de soporte para los
primeros seis meses de operación.
9.1.1 Selección de un sitio apropiado para la
planta
A continuación, la Figura 9.2 muestra todos los parámetros clave para la selección del sitio. Mientras más
grande sea la planta, más importante será el asunto de
la ubicación óptima de la planta. Las oportunidades
para distribuir y utilizar los productos de la energía
son particularmente importantes (confrontar Sección
11.2.2).
Figura 9.2: Parámetros que influyen en la elección de la ubicación de la planta (CHP: calor y energía combinados)
También debe tomarse en cuenta que el transporte
del calor tiene sentido económico solamente para distancias cortas y que transportar electricidad en el
rango de bajo voltaje puede ocasionar pérdidas significativas en la línea y, por lo tanto, una tasa más baja
de retorno económico.
Otro factor relevante a la búsqueda y selección del
sitio es en qué medida el transporte de sustrato y digestato es factible para el tamaño planeado de la
planta (confrontar Sección 11.2.2). También se tiene
que aclarar si se dispondrá de las cantidades necesarias de sustrato de calidad apropiada a largo plazo en
el lugar. Adicionalmente, los reglamentos de autorización exigen que se mantenga una cierta distancia entre
las instalaciones para el ganado, los edificios residenciales y los recursos de agua sensibles. Los planes deben prever espacio para futuras expansiones.
Además de los parámetros de planeamiento administrativo, también es necesario en la búsqueda y selección del sitio tener en cuenta factores geológicos
como el nivel de agua subterráneas o las características del suelo (tipo de suelo, contenido de roca, etc.).
Puede ser interesante en la búsqueda de financiamiento de una planta analizar las oportunidades de
apoyo financiero de las autoridades a nivel local o regional.
9.1.2 Impacto de una planta de biogás en la
rotación de cultivos
La producción de biomasa puede requerir ajustes al
sistema de rotación de cultivos. La prioridad en este
caso es producir cultivos para la producción del gas
tan cerca del fundo agrícola como sea posible para mi-
Tabla 9.2: Tierra requerida, capital inmovilizado y tiempo
de trabajo requerido para varias ramas de producción
Grano
65
dt / ha
Maíz
400 dt /
ha
Tierra requerida [ha]
1
1
118 ha
0,77 ha /
vaca
79
183
(67 ha
BGP)
Capital inmovilizado
[€/ha]
876
2.748
4.660
6.126
5.106
Tiempo de
trabajo requerido
[horas de
trabajo / ha]
9,3
15,5
65,6
31,1
66,7
153 DC
(8000 l)
BGP
150
kW
BGP +
150 DC
BGP: planta de biogás
DC: vacas lecheras
nimizar los costos de transporte. Sin embargo, este objetivo no siempre se puede alcanzar, debido al tamaño
de la planta y la cantidad de sustrato (cultivos energéticos) requeridos, así como por razonas de rotación de
cultivos. Por ejemplo, para un operador de planta que
además cría cerdos, puede tener sentido económico
no alimentar a los cerdos con la cebada de invierno
que crece en sus propias tierras del fundo agrícola,
sino más bien cosechar la cebada más temprano,
cuando está en la etapa de masa para su utilización
como ensilaje de cultivo entero para producir biogás.
Los cerdos serán alimentados con cebada comprada.
La cosecha adelantada de la cebada significa que, en
ubicaciones favorables, será posible cultivar maíz de
ensilaje como un segundo cultivo o pos-cultivo, utilizando variedades precoces. Una consecuencia secun195
Figura 9.3: Tiempos de trabajo específicos requeridos para varias ramas de producción con producción integrada del biogás
(BGP: planta de biogás, vacunos: crianza de vacas lecheras (DC), CP: producción de cultivo)
daria de cultivar maíz como cultivo principal es la posibilidad de usar el digestato que se produce de
manera ambientalmente segura para la producción de
cultivos en un periodo más largo.
El cambio de la secuencia de cultivos para centrarse en la producción de biogás puede dar como resultado un reverdecimiento durante casi todo el año
de la tierra cultivable con el consiguiente efecto positivo en términos de la explotación del nitrógeno.
Dependiendo de la humedad del suelo al momento de la cosecha del ensilaje de maíz en los campos, esto puede tener un impacto negativo en la estructura del suelo si las condiciones del suelo son
desfavorables, especialmente cuando se cosecha el
maíz como segundo cultivo.
Tanto desde el punto de vista agrícola como desde
el punto de vista de la biología de la digestión, se ha
mostrado que es beneficioso utilizar una mezcla variada de sustratos en las plantas de biogás. El cultivo
de ensilaje de cereal de cultivo entero (WCC) lleva a
despejar más tempranamente los campos y permite
plantar a tiempo la colza oleaginosa, por ejemplo. El
maíz es un cultivo muy rendidor y puede aprovechar
bien el digestato en la primavera. También se
recomienda el uso del grano del cereal como medio de
controlar la producción de gas, por ejemplo. Además,
puede comprarse el grano de cereal para compensar
las fluctuaciones en el rendimiento de los sustratos
196
cultivados en el fundo, evitando así posiblemente la
necesidad de transportar el sustrato a lo largo de
grandes distancias o en grandes cantidades.
9.1.3 Necesidad de terreno y mano de obra
Antes de que se integre el biogás en las operaciones
agrícolas como una rama de la producción, es necesario tomar en cuenta no sólo la gran inversión y la inmovilización del suelo sino también asuntos de gestión laboral que resultan de cambios a la estructura de
cultivos (por ejemplo, cultivar maíz en vez de grano) y
gestión de la planta de biogás. Establecer una planta
de biogás involucra una cantidad similar de capital
por hectárea que la producción de leche. La superficie
de terreno requerida está determinada por el tamaño
de la planta de biogás más el área que se necesita para
criar ganado (ver Tabla 9.1 y Tabla 9.2). Para propósitos del cálculo, la tierra requerida tanto para el concentrado de alimentación como para la alimentación
basal se incluyó en la crianza de vacas lecheras.
La superficie de terreno se utiliza para calcular el
tiempo de trabajo requerido y para comprometer la
mano de obra en distintos momentos en el ciclo de
producción del cultivo para el suministro de sustrato.
Además, la operación de una planta de biogás agrícola requiere asignar el tiempo de trabajo según el
tipo y cantidad de sustratos utilizados, tecnología,
edificaciones y la manera en que este negocio o rama
de producción se integran a una empresa existente o
futura.
Ejemplo: En base al tiempo de trabajo por unidad
de superficie de terreno, una planta de biogás de 150
kW requiere solamente el 50% de horas trabajadas en
comparación con la crianza de vacas lecheras en un
área equivalente de terreno (confrontar Figura 9.3).
Aproximadamente el 60% del tiempo de trabajo requerido para una planta de biogás se dedica a cultivar
los sustratos y aproximadamente 40% a la operación
de la planta de biogás. Cuando se combina la producción de biogás con la crianza de animales, hay efectos
sinérgicos significativos en términos de rentabilidad,
reducción de emisiones y a menudo también de gestión laboral. Es importante que el tamaño de la planta
de biogás y, por lo tanto, también el tiempo de trabajo
requerido, se adecuen a las condiciones operativas del
fundo agrícola.
En las condiciones que se encuentran comúnmente
en Alemania oriental, donde la agricultura opera a
gran escala, se ha mostrado que es una buena idea
que, por ejemplo, la persona a cargo de la alimentación de la unidad lechera también se haga responsable
de la supervisión de la planta de biogás gracias a su
experiencia en los procesos biológicos.
El tiempo de trabajo requerido para operar una
planta de biogás puede asignarse en gran medida a
los siguientes procesos clave:
- producción, cosecha y almacenamiento o compra
de materias primas (sustratos);
- operación de la planta, incluyendo procesamiento y
carga de sustratos;
- supervisión de la planta, incluyendo monitorización de procesos, mantenimiento, reparación, corrección de fallas / daños, y tareas administrativas;
- distribución de digestato en los campos.
Todos estos segmentos del proceso son esenciales
para la operación. Sin embargo, dependiendo del
modo de operación y del sustrato, pueden requerir
cantidades sumamente diferentes de trabajo. Para evitar sorpresas desagradables, el planeamiento del
tiempo de trabajo siempre debe incluirse en deliberaciones en la etapa de pre-planeamiento. Después de
todo, existen soluciones alternativas que se han probado y comprobado. Por ejemplo, el trabajo relativo a
la producción de cultivos, como la cosecha, el transporte y la distribución del digestato en el campo
puede compartirse entre agricultores. Asimismo, se
puede contratar personal especializado remunerado
para la operación, el mantenimiento y monitorización
de la planta. La única manera de identificar la solu-
ción apropiada y económicamente viable es a través
de un planeamiento cuidadoso para cada fundo individual.
9.1.3.1 Producción, cosecha y almacenamiento de
materias primas
Cuando se produce en la tierra de propiedad del
fundo agrícola, por ejemplo, cultivando maíz para hacer ensilaje, cosechando plantas cerealeras para ensilaje de cultivos enteros o cosechando pastizales, existe
un volumen considerable de datos de planeamiento
disponibles a partir de técnicas convencionales de
producción. Como regla, dichos datos también serán
aplicables, sin mayor adaptación, a la producción de
materias primas. Por lo tanto, los cálculos a continuación se basan en la documentación conocida de cálculos a partir de los datos recolectados por KTBL para el
planeamiento de fundos agrícolas [9-1].
Tiempo de trabajo necesario para producir sustratos
para la planta modelo III
La planta modelo III sirve como ejemplo para ilustrar
y calcular los impactos sobre la gestión de la mano de
obra (ver también Capítulo 8). Esta planta modelo
procesa bosta de la crianza de ganado de un hato de
alrededor de 150 unidades ganaderas (vacas lecheras).
Los cultivos energéticos utilizados en este caso son
5.750 t de ensilaje de maíz y 200 t de grano de cereal.
Si se estima los rendimientos para el ensilaje de maíz
en 44 t / ha (50 t / h de ensilaje de maíz menos 12% de
pérdidas en el ensilaje) y se calcula las de grano de cereal en 8 t / ha, esto equivale a un área cultivada de alrededor 156 ha para cultivos energéticos (131 ha para
el maíz y 25 ha para el grano).
No es sumamente importante si la tierra es propia
o alquilada, o si se dispone de ella a través de un intercambio de tierras o por cooperación con una asociación. La tierra ya no está disponible para el suministro
de alimento basal. Se tiene que examinar si se mantiene en general la rotación balanceada de cultivos.
Se asume que la planta modelo III opera en buenas
condiciones de producción con un tamaño de campo
promedio de 5 ha y una distancia del fundo al campo
de 2 km. El fundo agrícola tiene poco equipo propio
de cosecha de maíz de ensilaje porque en la agricultura de pequeña escala es mejor tercerizar cuando hay
demanda de trabajo que implique un alto gasto de capital. Se asume que el fundo mismo realiza todo el trabajo de cosecha del grano.
Dados estos supuestos, el tiempo de trabajo requerido total puede estimarse en aproximadamente en
197
800 horas - trabajador por año (no incluyendo la distribución de digestato).
Las Tablas 9.3 y 9.4 a continuación muestran ejemplos de los tiempos de trabajo requeridos esperados.
Se toma las cifras de la base de datos de KTBL, que
ofrece una serie de alternativas de planeamiento.
Durante el periodo de cosecha de ensilaje de maíz,
en setiembre e inicios de octubre, se requiere unas 800
horas - trabajador (dependiendo del equipo utilizado)
para la remoción del cultivo del campo al silo y para el
almacenamiento del silo con un cargador de rueda.
Es sorprendente que cada tonelada de sustrato
producido se 'debite' con aproximadamente 0,27 horas - trabajador, incluyendo la distribución de digestato en los campos, es decir con costos laborales de
€4,00 en base a un salario de €15,00 por hora.
Tabla 9.3: Secuencia de operaciones laborales y tiempos de
trabajo requeridos para el proceso de ensilaje de maíz
Proceso del trabajo: ensilaje de maíz
Cultivo
Horas trabajador / ha
4,9
Cosecha y transporte
tercerizado
Total horas - trabajador para el maíz
0
4,9
Tabla 9.4: Secuencia de operaciones laborales y tiempos de
trabajo requeridos para el proceso de producción de grano
Proceso del trabajo: grano
Horas trabajador / ha
Cultivo
5,07
Cosechar y transportar
1,1
Total horas - trabajador para grano
6,17
La producción de ensilaje y grano arroja un
tiempo de trabajo requerido en las estaciones individuales del año que requerirían igualmente permiso si
el uso fuera diferente, como la venta o la alimentación. Una característica común de estos procesos de
producción es que se utiliza de manera idéntica un
producto almacenado a lo largo de un periodo prolongado, usualmente incluso a lo largo del año. Esto
puede ser beneficioso para la gestión del proceso de
su conjunto. Cualquiera que fuera el caso, el tiempo
de trabajo requerido para suministrar los sustratos a
198
la planta de biogás es relativamente uniforme y de
poca variación.
El tiempo de trabajo requerido se hace mucho más
fácil de planear y predecir si se produce materiales residuales durante las estaciones de crecimiento y solamente por ciertos periodos y se requiere procesarlos.
Se utiliza ejemplos relevantes de follaje recién cortado
o de residuo vegetal que se produce solamente en
ciertos momentos. En términos de la gestión de la
mano obra y del control de los procesos, siempre será
ventajoso, cada vez que se utilice sustratos que se producen estacionalmente, si hay un almacén disponible
de 'sustratos de reserva' para respaldarse en estas facilidades y de esta manera prevenir brechas temporales
de suministro.
Otro factor que no debería ignorarse es el efecto
negativo sobre el proceso de digestión proveniente de
la variación excesiva en la composición del sustrato si
la mayoría de sustratos utilizados son estacionales.
Este problema es aún más significativo si los sustratos no provienen del mismo fundo agrícola. En este
caso, no debería subestimarse el tiempo de trabajo requerido para obtener sustrato. Sin embargo, prácticamente no se conoce cuál es la cantidad real de tiempo
de trabajo requerido. Finalmente, garantizar un suministro duradero y continuo, siempre que sea posible,
depende de la habilidad comercial del operador.
Cuando el operador de la planta recoge los sustratos, el
tiempo requerido para dicho trabajo tendrá simplemente un efecto en la organización del trabajo en el
fundo agrícola y también en los costos asociados.
El transporte entre o dentro de los fundos agrícolas
es inevitable, sin importar si una planta de biogás se
opera de manera individual o, especialmente, de manera colectiva. No solamente el tiempo de trabajo que
se requiere adicionalmente tiene que incluirse en los
planes, sino que los costos asociados pueden también
hacerse sumamente importantes. El uso del lodo líquido o de la bosta sólida proveniente de la crianza de
animales o de residuos de procesamiento de productos (grano, remolacha, vegetales, fruta) probablemente se considere con bastante frecuencia. Siempre
es crucial ponderar el 'valor del producto' para la generación de energía contra el 'precio', incluyendo el
transporte.
Se debe aclarar de antemano, durante la etapa en
que se está firmando los contratos de cooperación o de
suministro si un sustrato potencial es económicamente valioso o no. Esto es particularmente cierto
cuando se decide la ubicación de la planta.
Tabla 9.5: Tiempo de trabajo requerido para la supervisión de plantas de biogás
Operación de trabajo
Unidades
Promedio
Mínimos
Máximos
Inspección de rutinaa
h / semana
4,4
0,0
20,0
datosa
h / semana
2,7
0,0
9,9
h / semana
3,2
0,0
14,0
h / semana
2,7
---
---
h / semana
13,0
Recolección de
Mantenimientoa
Rectificación de
fallasb
Total
El segundo programa de medición de biogás (BiogasMessprogramm II) incluyó una encuesta integral de
datos sobre tiempos de trabajo requeridos en base a
registros operativos de 61 plantas de biogás en Alemania a lo largo de dos años [9-2]. Los datos recolectados
se sistematizaron y evaluaron para producir los valores promedio enumerados en la Tabla 9.5.
El valor promedio proporcionado en esta tabla
para la rectificación de fallas técnicas / fallas del proceso biológico en las plantas de biogás resulta de la
evaluación de datos de 31 plantas de biogás como
parte de un proyecto para analizar los puntos débiles
en las plantas de biogás [9-3].
La evaluación de estos y otros datos revela que un
incremento en la capacidad nominal en las plantas va
acompañado de un aumento del tiempo de trabajo requerido total en horas - trabajador por semana (confrontar Figuras 9.4 y 9.5). Además, los resultados del
segundo programa de medición de biogás sacan a la
luz la estrecha relación entre el tamaño del rebaño, el
insumo del sustrato en t / semana, y el tiempo de trabajo requerido.
Desafortunadamente, las cifras de tiempo de trabajo requerido no permiten sacar ninguna conclusión
adicional confiable respecto de áreas clave específicas
de trabajo.
Se debe notar que, mientras que el estudio [9-4] no
tomó en cuenta el tiempo de trabajo requerido para la
rectificación de desperfectos, el estudio [9-5] sí incluyó dicho tiempo al calcular el tiempo de trabajo requerido para la supervisión de la planta.
Además, como las fuentes antes mencionadas no
proporcionan un desglose preciso de los tipos de trabajo involucrados en la supervisión de la planta, los
datos no son comparables, ni tampoco es posible decir
con precisión cuál trabajo se atribuye a la planta de
biogás y cuál no.
Tamaño de la planta [kW]
Figura 9.4: Tiempo de trabajo requerido para la supervisión de
una planta [9-4]
pro Jahr und kWpor año y kW
Horas Akh
- trabajador
9.1.3.2 Tiempo de trabajo requerido para la supervisión de una planta de biogás
Tiempo requerido [min / kW]
a. según [9-2], modificado
b. [9-3]
7
6
5
4
3
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
BHKW-Leistung in kW
Capacidad de CHP en kW
Figura 9.5: Tiempo de trabajo requerido para la supervisión
y mantenimiento de una planta [9-5]
Los análisis de rentabilidad de las plantas modelo
se basan en los resultados de [9-5].
Tiempo de trabajo requerido para la supervisión de
la planta modelo III
De acuerdo con los datos de [9-5], tal como se describió anteriormente, la supervisión de una planta de
biogás, incluyendo la rectificación fallas, toma 4,5 horas por día. Esto significa que, incluso para este ta199
maño de planta (350 kWel.), se requiere la mitad del
tiempo de un trabajador para supervisar la planta de
biogás, incluyendo actividades de rutina, recolección
de datos, monitorización, mantenimiento y corrección
de desperfectos.
9.1.3.3 Tiempo de trabajo necesario para procesar y
cargar el sustrato en el digestor
El trabajo involucrado en la asignación de sustratos,
remoción del almacenado y, en algunos casos, procesamiento es idéntico al de los otros tipos de trabajo
agrícola. Esto hace que sea posible utilizar datos de
otros tipos de trabajo agrícola para establecer valores
guía que serían suficientemente confiables. En general, los costos de la mano de obra para la operación de
una planta de biogás representan menos del 10% de
los costos totales y, por lo tanto, no son sumamente
significativos para la rentabilidad. No obstante,
cuando no hay mucha mano de obra puede ser necesario recurrir a servicios de terceros, lo cual tiene que
tomarse en cuenta en el análisis de rentabilidad. Debe
notarse que se necesitará valores guía más confiables
para los tiempos de trabajo requeridos en el futuro
para hacer un planeamiento más exacto.
El tiempo de trabajo requerido para el procesamiento y carga de sustrato en el digestor depende mucho del tipo de sustrato.
Los sustratos líquidos, tales como el lodo líquido,
normalmente se almacenan temporalmente en o
cerca del cobertizo de animales, se alimentan a un
tanque receptor y se bombean de ahí al digestor por
bombas que se encienden a intervalos u horas específicos (confrontar Sección 8.1 "Descripción de plantas
modelo"). El tiempo de trabajo se limita al necesario
para verificaciones y ajustes ocasionales y los valores
guía para las tareas de mantenimiento antes mencionados deberían incluir dicho tiempo.
La situación es similar para las pomasas líquidas y
pulpas de la producción de vino, brandy o jugo de
fruta.
Las grasas y aceites líquidos se bombean desde los
vehículos de distribución a los tanques o a pozos separados. En este caso también el tiempo de trabajo requerido se limita generalmente a las verificaciones y
ajustes.
El ensilaje de maíz y el ensilaje de pasto de origen
agrícola constituyen la mayoría de los sustratos sólidos. Otros sustratos similares que se toman en consideración los granos de cereal y los residuos producidos
por la limpieza y procesamiento del grano. Otra posibilidad son los cultivos de raíces y tubérculos (remolacha,
200
cebollas, papas) así como los residuos de su procesamiento.
El mayor tiempo de trabajo lo ocupa la carga del
sustrato en el recipiente contenedor. Como regla general, se utiliza carga móvil y maquinaria de transporte
para llenar los distintos sistemas de carga de digestores (por medio de un tanque receptor o tolva de carga
con un aparato que puede ser una transportadora inclinada o un mecanismo de embutido hidráulico). El
ejemplo a continuación muestra los tiempos del módulo básico que se pueden utilizar para el planeamiento. Hasta el momento, no se ha medido el tiempo
de trabajo específico en las plantas de biogás.
La Tabla 9.6 presenta un resumen de tiempos de
carga utilizando diversos tipos de equipo de carga.
El tiempo de trabajo requerido para la asignación
de sustrato se puede estimar tomando los valores guía
para los tiempos de cargado y multiplicándolos por
las cantidades de sustrato procesado cada año. Entonces, es necesario añadir un adicional para el tiempo requerido de configuración.
En particular, en una planta grande de biogás, el
tiempo necesario para el transporte desde el frente del
silo hasta la planta de biogás puede incrementar significativamente el tiempo de trabajo requerido. Una
planta de biogás adecuada desde el punto de vista de
la ubicación y tecnología puede compensar este incremento de tiempo de trabajo requerido.
Tiempo de trabajo necesario para procesar y cargar
el sustrato para la planta modelo III
Se asume que se usa un cargador telescópico para
llenar el equipo de carga. Se incluye 15 minutos adicionales por día como tiempo de configuración para
el re-abastecimiento de combustible de la máquina,
retirar la cubierta plástica del silo y volverla a colocar. Por tanto, los tiempos de trabajo requeridos para
el procesamiento y carga del sustrato llegan a 403 horas - trabajador por año (ver Tabla 9.7).
9.1.3.4 Tiempo de trabajo requerido para esparcir el
digestato en el campo
La planta modelo III, de aproximadamente 8.950 t de
sustrato utilizadas por año (bosta y cultivos energéticos), convierte alrededor del 71% de sólidos volátiles
en biogás. La conversión reduce la masa de digestato
de modo que sólo alrededor de 7.038 t de la masa original del sustrato requiere distribución en los campos.
Los cálculos no incluyen tiempo de trabajo para esparcir las cantidades de bosta contenidas en el sustrato, porque la masa de bosta cargada a la planta de
Tabla 9.6: Tiempos de carga requeridos utilizando diversos tipos de equipo de carga (según [9-6], [9-7], [9-8])
Tiempos de carga en [min / t]
Material a cargar
Cargador frontal, tractor
Cargador con
ruedas
Cargador telescópico
Ensilaje de maíz (silo horizontal)
4,28 ... 8,06
6,02
3,83
Ensilaje de pasto (silo horizontal)
4,19 ... 6,20
4,63
3,89
Ensilaje de maíz (silo horizontal), pista de grava, ascendente
5,11
2,44
-
Ensilaje de pasto (silo horizontal), pista de grava, ascendente
5,11
3,66
-
Bosta sólida (almacén de bosta)
2,58
2,03
-
Grandes pacas (rectangular)
1,25
-
1,34
Grano (a granel)
2,61a
-
1,50a
a. Valores provisionales corregidos
Tabla 9.7: Cálculo del tiempo / año de trabajo requerido para el procesamiento y carga del sustrato, incluyendo los tiempos de
configuración para la planta modelo III
Sustrato
Unidades
Ensilaje de maíz
Cantidad de sustrato
t / año
5.750
200
por tiempo de carga
min / t
3,83
1,50
horas - trabajador / año
368
5
+ tiempo de configuración
min / día de trabajo
5
por días de trabajo
días de trabajo / año
365
Tiempo de trabajo requerido para la configuración
30
Total de tiempo de trabajo requerido
Tiempo de trabajo requerido para cargar
Grano
403
biogás habría incurrido en costos de distribución incluso sin tratamiento anaeróbico. Se puede estimar el
mismo tiempo de trabajo dadas las condiciones de
distribución y el equipamiento técnico idénticos.
Utilizando un vehículo con tanque de 12 m³ de lodo
líquido con una manguera que se remolca en parcelas
de cinco hectáreas, a una distancia entre fundo agrícola
y campo de 2 km y a una tasa de distribución promedio
de 20 m³ de digestato por hectárea, el tiempo de trabajo
requerido es de 1,01 horas - trabajador por hectárea o
3,03 minutos - trabajador por m³. La cantidad adicional
de digestato a distribuirse, es decir 4.038 t (7.038 t - 3.000
t de bosta), arroja un tiempo de trabajo necesario de 204
horas - trabajador al año. Se debe asignar 355 horas - trabajador al año para la distribución del digestato.
Alrededor de 2.230 horas - trabajador para la supervisión durante todo el año de la planta, incluyendo
la carga de sustrato. Se caracteriza por una carga de
trabajo relativamente uniforme y regularmente recurrente. Este trabajo requerirá, posiblemente, un empleado permanente a tiempo completo.
El tiempo de trabajo requerido para cultivar 131 ha
de maíz de ensilaje es de 641 horas - trabajador (incluyendo la porción apropiada de tiempo para distribuir
el digestato), y la cosecha se terceriza. Sin embargo, se
requiere unas 490 horas - trabajador para el transporte, almacenamiento y compactado de la producción cosechada en un silo horizontal, trabajo que el
fundo agrícola puede llevar a cabo con sus propios recursos.
Tiempo de trabajo requerido para la planta modelo
III
En resumen, el tiempo de trabajo requerido anual
para la planta modelo III se puede calcular en aproximadamente 3.126 horas - trabajador, asumiendo que
el trabajo de cosecha que consume mucho tiempo se
contratará por fuera.
9.1.4 El tiempo como factor en la tecnología
El objetivo principal de la operación de una planta de
biogás es hacer el mejor uso posible de la capacidad
instalada para la generación de energía, sin la necesidad de que se elimine biogás no utilizado, por ejemplo por medio de una bengala de emergencia.
201
Figura 9.6: Cuadro de tiempos de trabajo requeridos para la planta modelo III
Esto exige sobre todo que el motor en la unidad de
calor y energía combinados se opere a cargas altas. Se
logrará una alta tasa de utilización de la capacidad si
se hace funcionar el motor con carga completa, es decir, cerca de la eficiencia máxima, por tantas horas del
año como sea posible. La capacidad instalada del motor debe, por lo tanto, corresponder tan cerca como
sea posible al rendimiento esperado realistamente de
biogás.
Los planes preliminares asumen muy a menudo
un tiempo de funcionamiento del motor de 8.000 horas a una carga completa del 100%. Los planes que incluyen un margen adicional por riesgos económicos
asumen ocasionalmente un tiempo de funcionamiento
anual de sólo 7.000 horas ('margen de seguridad').
Sin embargo, un tiempo de funcionamiento de
7.000 horas al año significa que para ser capaces de
recuperar la energía del biogás producido por el proceso de digestión, el motor debe tener una capacidad
al menos 13% mayor que uno que funciona durante
8.000 horas al año. El gasto de capital adicional en
esta capacidad extra (incluyendo todas las demás
instalaciones de suministro, almacenamiento y purificación de gas) deben incorporarse en los cálculos
con €1.000/kW. También debe recordarse que el
motor no debería estar sujeto a un esfuerzo excesivo,
y más bien alternar cotidianamente paradas y arranques. Por esta razón y para garantizar un suministro
constante de calor de proceso (un motor puede suministrar calor sólo si está funcionando), el trabajo re202
querido del motor en 7.000 horas de operación a
carga completa por año se puede producir sólo si el
motor se hace funcionar de manera casi continua en
carga parcial (90% de su capacidad medida). La operación a carga parcial siempre significa una pérdida
de eficiencia. Las pérdidas de eficiencia casi siempre
son a costas de las cantidades de electricidad alimentadas a la red y, por lo tanto, a costas de los ingresos
del operador. En la Sección 8.3, Análisis de sensibilidad, se presenta una vista de conjunto detallada de
las pérdidas económicas, por ejemplo, de una reducción del 5% en la eficiencia.
Desde un punto de vista económico, en consecuencia, el objetivo debe ser hacer funcionar la unidad de
CHP a 8.000 horas de carga completa al año. Dado
este nivel de utilización de la capacidad del motor, sin
embargo, debe asegurarse que exista un volumen adecuado de almacenamiento de gas (> 7 h) y que se
tenga un sistema eficiente de gestión del almacenamiento del gas. En operación normal, el tanque de almacenamiento de gas no debe estar lleno a más del
50%. Esto se debe a las siguientes razones:
- debe ser posible acomodar la producción adicional
de gas que se produce durante la homogeneización;
- se debe prever el incremento en volumen debido a
la exposición al sol;
- se debe poder almacenar gas en caso de mal funcionamiento en la unidad de CHP o si ocurriera un cierre relacionado con la red.
9.2 Referencias
[9-1]
[9-2]
KTBL-Datensammlung Betriebsplanung 2008/2009
Weiland, P.; Gemmeke, B.; Rieger, C.; Schröder, J.; Plogsties, V.; Kissel, R.; Bachmaier, H.; Vogtherr, J.; Schumacher, B. FNR, Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (eds.): Biogas-Messprogramm II, Gülzow
(2006)
[9-3]
KTBL (2009): Schwachstellen an Biogasanlagen verstehen und vermeiden
[9-4]
Göbel, A. und Zörner, W. (2006): Feldstudie Biogasanlagen in Bayern
[9-5]
Mitterleitner Hans, LfL, Institut für Landtechnik und
Tierhaltung, 2003 (suplementado) - comunicación personal
[9-6]
Melchinger, T.: Ermittlung von Kalkulationsdaten im
landwirtschaftlichen Güterumschlag für Front- und Teleskoplader. Tesis de diploma, FH Nürtingen (2003)
[9-7]
Mayer, M.: Integration von Radladern in alternative
Mechanisierungskonzepte für den Futterbaubetrieb.
Tesis de diploma, FH Nürtingen (1998)
[9-8]
Handke, B.: Vergleichende Untersuchungen an Hofladern. Tesis de diploma, FH Nürtingen (2002)
203
10
10
Calidad y utilización
de digestato
10.1 Propiedades del digestato
10.1.1 Propiedades, nutrientes y sustancias
que proporcionan valor
Las propiedades y constituyentes del digestato se determinan esencialmente por los materiales utilizados
para la digestión anaeróbica así como por el proceso
de digestión mismo. Las plantas de biogás agrícola en
Alemania usan principalmente lodo líquido de ganado y cerdos, bosta de ganado y cerdos y guano de
aves de engorde de aves. Es menos común el uso de
fertilizante agrícola proveniente de granjas de gallinas
ponedoras debido a los altos concentrados de amoníaco y a los residuos de la alimentación suplementaria con calcio. Debido a las reglas sobre remuneración
estipuladas en la Ley de Fuentes de Energía Renovable (EEG), sólo algunos operadores de plantas continúan concentrándose exclusivamente en el uso de
cultivos energéticos. No obstante, se debe mencionar
los efectos que se conocen y valoran desde hace
tiempo de la digestión del fertilizante agrícola sobre
las propiedades del digestato:
- menores emisiones de olores por la degradación de
compuestos orgánicos volátiles;
- mejor eficiencia del nitrógeno en el corto plazo a
través de una mayor concentración de nitrógeno de
acción rápida;
- muerte o desactivación de semillas de hierbas y gérmenes (patógenos humanos, zoopatógenos y fitopatógenos).
- eficiencia mejorada del nitrógeno en el corto plazo a
través de una mayor concentración de nitrógeno de
acción rápida;
- muerte o desactivación de semillas de hierbas y gérmenes (patógenos humanos, zoopatógenos y fitopatógenos).
El hecho de que sea principalmente la fracción de carbono del sustrato la que sufre cambio a través de la di204
gestión significa que los nutrientes que contiene se
preservan en su integridad. En todo caso, son más fácilmente solubles por el proceso de degradación anaeróbica y, por lo tanto, son más fáciles de absorber[10-1].
Ahí donde se utiliza principalmente cultivos energéticos para producir biogás, los procesos biológicos
con sustratos / material de alimentación similares son
comparables con aquellos que ocurren en el tracto digestivo del ganado. Por lo tanto, esto está destinado a
permitir la producción de un digestato con propiedades similares a las de un fertilizante agrícola líquido.
Ello lo confirma un estudio que llevó a cabo el LTZ
Augustenberg (Centro Augustenberg de Tecnología
Agrícola), el cual examinó digestatos de fundos que
funcionan en Baden-Württemberg respecto de la calidad y cantidad de nutrientes, de sustancias que proporcionan valor, y del efecto fertilizante. La Tabla 10.1
presenta los parámetros de los digestatos [10-2]. El estudio trató de digestatos provenientes de la digestión
de bosta de ganado y cultivos energéticos; de bosta de
cerdo y de cultivos energéticos; principalmente de
cultivos energéticos; y de residuos (a veces mezclados
con cultivos energéticos). Se analizó muestras de control de bosta no tratada para validar los resultados.
Los resultados clave del estudio son:
- el contenido de materia seca del digestato (7% de FM
en promedio) es de alrededor del 2% menor que el
de bosta cruda;
- la concentración total de nitrógeno en los digestatos
con 4,6 a 4,8 kg / t de FM es ligeramente mayor que
en la bosta de ganado;
- la proporción de C:N en los digestatos es de aproximadamente 5 o 6 y, de este modo, significativamente menor que en la bosta cruda (C:N 10);
- la degradación de materia orgánica hace que el nitrógeno enlazado orgánicamente se convierta en nitrógeno enlazado inorgánicamente y resulta, en
consecuencia, en que la fracción de amoníaco cons-
Calidad y utilización de digestato
Tabla 10.1: Comparación de parámetros y propiedades que proporcionan valor de digestatos y fertilizantes agrícolas [10-2]
Bosta cruda
Unidad /
nombre
Parámetro
Materia seca
Principalmente
bosta de ganado
Digestato
Bosta de ganado y
Bosta de cerdo y
cultivos energéticos cultivos energéticos
Cultivos
energéticos
Residuos
(y cultivos
energéticos)
% de FM
9,1
7,3
5,6
7,0
6,1
Acidez
pH
7,3
8,3
8,3
8,3
8,3
Proporción de carbono a
nitrógeno
C:N
10,8
6,8
5,1
6,4
5,2
Sustancias que actúan de
manera alcalina
kg CaO / t de
FM
2,9
-
-
3,7
3,5
kg / t FM
Nitrógeno
Nitrato de amonio
Fósforo
Ntotal
4,1
4,6
4,6
4,7
4,8
NH4-N
1,8
2,6
3,1
2,7
2,9
P2O5
1,9
2,5
3,5
1,8
1,8
Potasio
K2O
4,1
5,3
4,2
5,0
3,9
Magnesio
MgO
1,02
0,91
0,82
0,84
0,7
Calcio
CaO
2,3
2,2
1,6
2,1
2,1
Azufre
S
0,41
0,35
0,29
0,33
0,32
OM
74,3
53,3
41,4
51,0
42,0
Materia orgánica
FM: Masa fresca
tituye una mayor proporción (aproximadamente
60% a 70%) del nitrógeno total en digestatos;
- los digestatos mezclados con digestato de bosta de
cerdo y digestato de bio-residuos tienden a tener
concentraciones más altas de fósforo y nitrógeno de
amoníaco, pero menores concentraciones de materia seca y potasio así como menores concentraciones de materia orgánica que los digestatos de bosta
de ganado o cultivos energéticos o de mezclas de
los dos;
- no se detecta diferencias significativas respecto del
magnesio, calcio o azufre.
10.1.2 Contaminantes
Las concentraciones de contaminantes en los digestatos dependen esencialmente de los sustratos utilizados. La Tabla 10.2 muestra valores guía para concentraciones de metales pesados en digestatos en
comparación con fertilizantes agrícolas. Las cantidades absolutas de metales pesados no cambian durante
el proceso de biogás. Las concentraciones de metales
pesados luego de la digestión se incrementan por referencia a la materia seca y a la degradación de materia
orgánica. Los valores límite para los metales pesados
estipulados en BioAbfV (Ordenanza sobre Bio-residuos) [10-23] se explota solamente a un máximo del
17% para plomo (Pb), carnio (Cd), cromo (Cr), níquel
(Ni) y mercurio (Hg), y al 70% y 80% para cobre (Cu)
y zinc (Zn). En general, las concentraciones de metales
pesados son similares a las de la bosta de ganado. La
bosta de cerdo tiene concentraciones significativamente más altas de Pb, Cd, Cu y Zn. Aunque el Cu y
Zn se clasifican como metales pesados, también son
micro nutrientes esenciales para el ganado y los cultivos así como para los procesos micro-biológicos en
una planta de biogás. Se añaden tanto a la alimentación animal como a las plantas de biogás de cultivos
energéticos. Por lo tanto, no se estipuló valores límite
para Cu y Zn en la Ordenanza sobre Fertilizantes
(DüMV). A las concentraciones dadas, no se puede esperar que la utilización de digestato origine ninguna
contaminación de los suelos o los cursos de agua.
10.1.3 Propiedades higiénicas
La bosta líquida y otros residuos orgánicos pueden
contener una serie de patógenos capaces de causar infección tanto a humanos como animales (Tabla 10.3).
Las evaluaciones de masa continúan mostrando
hallazgos positivos de salmonella (Tabla 10.4). Aunque el porcentaje de hallazgos positivos de salmonella
está por debajo del 5%, también se afecta al ganado
clínicamente saludable. Para romper el ciclo de infec205
Tabla 10.2: Comparación de concentraciones de metales pesados en digestatos y fertilizantes agrícolas
Digestato
Explotación de
valores de declaración
de acuerdo con DüMV
Explotación de
valores límite
de acuerdo con DüMV
Explotación de valores
límite de acuerdo con
Bio-AbfV
Bosta de ganado
Bosta de cerdo
mg / kg DM
%
%
%
mg / kg DM
mg / kg DM
Pb
2,9
2,9
1,9
<5
3,2
4,8
Cd
0,26
26
17,3
17
0,3
0,5
Cr
9,0
3
-a
9
5,3
6,9
Ni
7,5
18,8
9,4
15
6,1
8,1
Cu
69
14 (35)
-b
70
37
184
Zn
316
31c
(158)
-
b
80
161
647
Hg
0,03
6
3,0
<5
-
-
[10-2]
[10-19]
[10-19]
[10-23]
[10-3]
[10-3]
Fuente
c
a. Valor límite para Cr(VI) solamente
b. DüMV no especifica un valor límite
c. Valor de declaración para fertilizante agrícola
DM: Materia seca
Tabla 10.3: Patógenos en bosta líquida y residuos orgánicos [10-4]
Bacterias
Virus
Parásitos
Salmonella (CS, PS, PE)
Patógenos de la fiebre aftosa
Gusanos redondos
Escherichia coli (CS)
Fiebre porcina
Gusanos en empalizada
Bacterias del ántrax (CS)
Enfermedad vesicular porcina
Tremátodos
Brucelas (CS, PS)
Gripe porcina
Tremátodo hepático
Leptospiras (CS, PS)
Gastroenteritis transmisible (TGE)
Gusanos pulmonares
Micobacterias (CS, PS, PE)
Infecciones por rotavirus
Gusanos gastro-intestinales
Bacterias de la erisipela (PS)
Enfermedad de Teschen
Clostridios (PE)
Enfermedad de Aujeszky
Estreptococos
Gripe aviar atípica
Enterobacter
Enfermedad catarral bovina
Retro-, parvo-, echo-, enterovirus
CS: lodo líquido de ganado; PS: lodo líquido de cerdo; PE: excremento de aves
Tabla 10.4: Incidencia de salmonella en sustratos y digestatos de plantas de biogás
Bosta cruda
Bosta de ganado, bosta de cerdo,
clínicamente saludables
Número de muestras
Digestato
Principalmente
bosta de ganado
Bostas y
cultivos energéticos
Bio-residuos y
cultivos energéticos
280
132
51
190
18
7
5
0
6
2
2,5
3,8
0
3,2
11,1
Año del muestreo
1989
1990
Fuente
[10-5]
[10-5]
de los cuales da positivo
salmonella
en %
206
2005 a 2008
[10-2]
[10-2]
[10-2]
ción, por lo tanto, también es buena idea higienizar los
digestatos que se han producido exclusivamente a
partir de fertilizantes agrícolas de origen animal, particularmente si se traen al mercado. Sin embargo, en
muchos casos, es legalmente permisible no higienizar
la parte de los fertilizantes agrícolas de una planta de
biogás. Aunque otros co-sustratos de origen animal,
así como residuos provenientes de recipientes de
bio-residuos están sujetos a reglas estrictas sobre
higienización, estas reglas no siempre se cumplen, tal
como lo demuestra el hallazgo de la planta de biogás
que utiliza bio-residuo como sustrato.
Con respecto a la fito-higiene, se debe aplicar medidas de higienización en particular para evitar la expansión de plagas en cuarentena. En este sentido, las
enfermedades de la papa y de la remolacha (Clavibacter michiganensis, Synchytrium endobioticum, Rhizoctonia
solani, Polymyxa betae y Plasmodiophora brassicae) son de
particular importancia. Por esta razón, los residuos y
el agua residual proveniente de la industria alimentaria debe siempre higienizarse antes de utilizarse en
una planta de biogás [10-6].
El estudio de evaluación de LTZ examinó casi
200 bostas y digestatos respecto de los siguientes
fitopatógenos fúngicos que son característicos del
maíz y los cereales: Helminthosporium, Sclerotinia sclerotiorum, Phytium intermedium y Fusarium oxysporum.
Sin embargo, se detectó un patógeno en un solo caso
[10-2].
10.2 Almacenamiento del digestato
El almacenamiento en un tanque conveniente es un
pre-requisito para la utilización de los nutrientes y de
las sustancias que proporcionan valor contenidas en el
digestato. De igual manera que con el fertilizante agrícola no tratado, durante el almacenamiento del digestato existen emisiones de gases relevantes al clima
como el metano (CH4) y el óxido nitroso (N2O) así
como emisiones de amoníaco (NH3) y sustancias olorosas.
10.2.1 Emisiones de amoníaco
La concentración de amoníaco, que se incrementa debido al proceso de digestión, y los altos valores de pH
(confrontar Tabla 10.1) fomentan la emisión de amoníaco durante el almacenamiento. A menudo, es posible la formación de una capa flotante de manera limitada. Para evitar pérdidas y malos olores asociados al
amoníaco provenientes de los tanques abiertos de al-
macenamiento de digestatos, se recomienda cubrir el
digestato. Por ejemplo, con paja cortada (Tabla 10.5).
10.2.2 Emisiones dañinas para el medio ambiente
En comparación con la bosta no tratada, la formación
de metano proveniente de la bosta digerida se reduce
considerablemente durante el proceso anaeróbico, ya
que parte de la materia orgánica contenido en el sustrato ya ha sido metabolizada en el digestor. En otras
palabras, existe significativamente menos carbono de
fácil degradación el tanque de almacenamiento. Por
lo tanto, la medida en la que se reduzca las emisiones
de metano dependerá decisivamente del grado en el
que se ha degradado la materia orgánica y en consecuencia del tiempo de retención del sustrato en el digestor. Por ejemplo, se ha demostrado en varios estudios que digestatos con una fase de digestión corta, es
decir con un tiempo de retención corto en el digestor,
emitirán más CH4 que los digestatos con un tiempo de
retención más largo en el digestor (Figura 10.1).
Si el tiempo de retención es muy corto, puede haber mayores emisiones de metano en comparación
con bosta no tratada si el sustrato que se acaba de inocular con bacterias que forman metano se elimina del
digestor luego de un tiempo corto y se transfiere al almacenamiento de digestato [10-9]. Por lo tanto, se
debe evitar corrientes de circuito corto.
Para estimar las emisiones de metano del digestato,
es posible utilizar los resultados de los experimentos
de digestión de lotes con digestatos a 20 - 22 °C [10-8],
ya que esto corresponde más o menos a la temperatura
en un tanque de almacenamiento de digestato en condiciones del mundo real. Por otro lado, los valores del
potencial de gas residual obtenidos en condiciones
mesofílicas (37 °C) no son confiables respecto de las
emisiones reales. No obstante, todavía pueden dar una
indicación de la eficiencia del proceso de digestión
porque reflejan el potencial de biomasa a un presente
en el digestato, es decir el potencial de biomasa que no
se convirtió en el digestor. Sin embargo, ambos parámetros dependen del control del proceso y también
del sustrato utilizado en la planta particular. En consecuencia, los valores proporcionados en la Tabla 10.6
deben verse meramente como una guía.
Las plantas de etapas múltiples tienden a exhibir
un potencial de gas residual más bajo a 20 - 22 °C y a
37 °C (Tabla 10.6). Esto se debe sobre todo al hecho
de que una planta de etapas múltiples tiene un
tiempo de retención más alto que tiene el efecto de
reducir el potencial de gas residual (Figura 10.1).
207
Tabla 10.5: Coberturas para tanques de almacenamiento de digestato para reducir emisiones de amoníacoa [10-7]
Inversión
(∅ 15 m)
Vida útil
Costos anuales
€/m2
Años
€/m2
Reducción de emisiones en
comparación con tanques no
cubiertos
%
Capa flotante
natural
-
-
-
20 - 70b
Baja efectividad si se
distribuye frecuentemente
el digestato en los campos
Paja cortada
-
0,5
<1
70 - 90
Baja efectividad si se
distribuye frecuentemente
el digestato en los campos
Pellets
11
10
2,5
80 - 90
Se debe balancear las
pérdidas de material
Flotante
35
20
3,2
90 - 98c
Larga vida útil, nuevo
poca experiencia
Lámina plástica
flotante
38
10
5,3
80 - 90
Bajo mantenimiento, no es
conveniente para tanques
muy grandes
debido a los altos costos
Lona de carpa
50
15
5,3
85 - 95
Bajo mantenimiento, no
ingresa el agua de lluvia
Losa de concreto
traficable
85
30
6,2
85 - 95
Bajo mantenimiento, no
ingresa el agua de lluvia,
hasta aproximadamente
12 m de diámetro
Materiales de cobertura
Comentarios
a. Hasta la fecha se ha conducido pocos estudios para reducir las emisiones de plantas realmente existentes. La información proporcionada aquí se basa en
experiencia e investigaciones con bosta de cerdo.
b. Dependiendo de las características de la capa flotante
c. No es conveniente para digestatos viscosos
Supuestos: Tasa de interés: 6%; reparaciones: 1% (sólo para la lámina de plástico flotante, lona de carpa y losa de concreto); pellets: 10% de pérdidas
anuales en caso de pellets; costo de la paja: €8/dt de paja (empacado, carga, transporte, corte, aplicación), cantidad requerida: 6 kg/m2
9
Etapa única
Potencial de gas residual (20-22 °C)
[% de rendimiento de CH4]
8
Etapas múltiples
7
Intermitente
6
5
4
3
2
1
0
0
50
100
150
200
250
300
Tiempo de retención [d]
Figura 10.1: Correlación entre el potencial relativo de gas residual a 20 - 22 °C y el tiempo de retención hidráulica [10-8]
208
Debido al alto potencial de invernadero de CH4
(1 g CH4 es equivalente a 23 g CO2), es deseable reducir
o evitar las emisiones de CH4 de los tanques de almacenamiento de digestato. Las plantas sin almacenamiento
final a prueba de fugas de gas, además de la operación
en etapas múltiples (cascada de digestores), satisfacen
al menos uno de los siguientes requisitos:
- tiempo promedio de retención hidráulica del volumen del sustrato total de al menos 100 días a una
temperatura continua a lo largo del año al menos de
30 °C o
3 · d.1
tasa de carga orgánica del digestor < 2.5 kg VS/mN
Tabla 10.6: Potencial de gas residual de digestatos
provenientes de plantas de biogás agrícola, basado en
rendimiento de metano por tonelada de insumo de sustrato;
valores promedio así como valores mínimos o máximos de
64 plantas operativas muestreadas como parte del programa
II de medición de biogás [10-8]
Temperatura del proceso
20 – 22 °C
37 °C
Potencial de gas residual
[% de rendimiento de CH4 ]
Etapa única
Etapas múltiples
Promedio
3,7
1,4
Mínimo Máximo
0,8 - 9,2
0,1 - 5,4
Promedio
10,1
5,0
Mínimo Máximo
2,9 - 22,6
1,1 - 15,0
El cálculo del volumen del sustrato debe tomar en
cuenta todos los insumos en el (los) tanque (s) de digestión (incluyendo, por ejemplo, agua y / o recirculato). Si no se cumple con los requisitos mencionados
anteriormente, se debe esperar que las emisiones de
metano excedan los valores promedio proporcionados
en la Tabla 10.6. En dichos casos, es aconsejable
re-acondicionar el (los) tanque (s) de almacenamiento
de digestato con un sello a prueba de fugas de gas2
por al menos los primeros 60 días de almacenamiento
de almacenamiento requerido de digestato.
De acuerdo con la Ley de Fuentes de Energía Renovable (EEG) de 2009, la cobertura de tanques de almacenamiento de digestato es un pre-requisito para
3 : Volumen total de digestión utilizable.
1. mN
2. El (los) tanque (s) de almacenamiento de digestato deben cumplir
con los siguientes requisitos: a) no debe haber control activo de la
temperatura y b) el tanque debe estar conectado al sistema de
transporte de gas. Se logra una prevención efectiva de emisiones de
CH4 del digestato cubriendo por los primeros 60 días de
almacenamiento de digestato requerido porque, como se sabe por
experiencia, la formación de metano en las condiciones
prevalecientes en una planta del mundo real habrá culminado
dentro de ese periodo.
recibir el bono NawaRo (cultivos energéticos) en los
casos en los que se puede autorizar la planta de
acuerdo con la Ley de Control de la Contaminación de
Alemania. Esto incluye a todas las plantas cuya capacidad de combustión total excede 1 MW (equivalente
a aproximadamente 380 kWel) o cuya capacidad de almacenamiento de bosta excede 2.500 m³. Aunque esto
se aplica a todas las nuevas plantas, la interpretación
de la Ley sigue estando en discusión respecto de las
plantas existentes ya que, en muchos casos, el re-acondicionamiento de tanque de almacenamiento de digestato no es posible o bien es posible solamente hasta
cierto punto (ver más arriba).
Además, en el caso de plantas nuevas que son autorizables de acuerdo con la ley de construcciones vale
la pena considerar la relación de cubierta a prueba de
fugas de gas no solamente desde el punto de vista ambiental, sino también por razones económicas. Finalmente, el potencial de biomasa no explotado significa
ingresos perdidos, especialmente en los casos en los
que el potencial de gas residual es alto. El gas residual
obtenido adicionalmente puede ser:
- convertido en energía eléctrica adicional (mayor trabajo eléctrico), lo que proveería ingreso adicional
por la generación de energía;
- utilizado mientras que se mantiene la carga de
energía sin cambiar - el ahorro de sustrato crudo
por el lado del insumo será equivalente al gas adicional (opción de corto plazo donde la unidad de
CHP ya está trabajando a plena capacidad; posibilidad de un mayor ingreso proveniente de una alimentación adicional de energía eléctrica).
Especialmente para plantas que funcionan sobre una
alta proporción de cultivos energéticos (por ejemplo
> 50% de insumo de masa fresca) puede valer la pena
re-acondicionar una cubierta a prueba de fuga de gas
en el tanque almacenamiento del digestato, en cuyo
caso, debido al menor volumen de digestato a cubrirse - y consecuentemente a las menores inversiones
- existe la expectativa de beneficios económicos
correspondientes para rendimientos de gas residual
incluso bajos (Tabla 10.7). En el caso de plantas que
funcionen exclusivamente o predominantemente en
base a fertilizante agrícola, el volumen del digestato a
cubrirse se eleva en línea con el tamaño de la planta,
con la consecuencia de que los ingresos adicionales
provenientes de la alimentación de energía pueden no
ser suficientes para compensar los costos de una cubierta a prueba de fugas de gas. La reforma de 2009 de
la EEG introdujo un bono de bosta para plantas en las
que la bosta constituye más del 30% del insumo de
masa fresca. Eso resulta en ingresos adicionales incre209
Tabla 10.7: Puntos de equilibrioa para re-acondicionar cubiertas a prueba de fugas de gas en tanques cilíndricos de
almacenamiento de digestato: capacidad eléctrica instalada mínima requerida para el punto de equilibrio en la inversión de varios
re-acondicionamientos [10 - 10; modificado].b
Bosta como % del insumo de sustratos
< 30%
(= remuneración sin bono de bosta)
Gas residual utilizable
3%
Inversión (número / diámetro de tanques)
5%
> 30%
(= remuneración con bono de bosta)
3%
5%
Capacidad eléctrica mínimab [kW]
€33.000
(por ejemplo 1/ < 25 m)
138
83
109
66
€53.000
(por ejemplo 1/ > 25 m)
234
133
181
105
€66.000
(por ejemplo 2/ < 25 m)
298
167
241
131
€106.000 (por ejemplo 2/ > 25 m)
497
287
426
231
€159.000 (por ejemplo 3/ > 25 m)
869
446
751
378
a. Determinación de punto de equilibrio basado en comparación de costos unitarios (costos anuales por kilowatt - hora adicional) y tarifa real por kilowatt
- hora alimentada.
b. Base del cálculo: Unidad de CHP 8.000 horas de carga completa, mejora de costos pro-rateo de la unidad de CHP de acuerdo con la capacidad adicional
de utilización de gas residual, eficiencia de acuerdo con ASUE (2005) [10-13], remuneración de acuerdo con el calculador de remuneración de acuerdo
con KTBL (2009). La inversión y los costos anuales de la cobertura por un cálculo basado en una vida útil de 10 años, cobertura a prueba de fugas de gas
para los primeros 60 días de almacenamiento del digestato (periodo dentro del cual la formación de metano del digestato habrá normalmente
culminado en condiciones del mundo real).
mentados de manera correspondiente y la consecuencia es que el punto de equilibrio se alcanza a una capacidad instalada significativamente menor que en el
caso de plantas que funcionan con una baja proporción de bosta. Sin embargo, se puede esperar un potencial de gas residual mucho menor en comparación
con plantas que funcionan en base a cultivos energéticos.
Un estudio en toda Alemania que la KTBL (Asociación para Tecnología y Estructuras en Agricultura)
llevó a cabo en 2006 reveló que solamente alrededor
de un cuarto de los tanques cilíndricos existentes (95%
de los tanques de almacenamiento de digestato incluidos en el estudio) tenían un cubierta a prueba de fugas de gas [10-11]. Esto es consistente con resultados
del programa II de medición de biogás (FNR 2009).
Sin embargo, no todos los tanques de almacenamiento
de digestato son técnicamente convenientes para el
re-acondicionamiento para una cubierta a prueba de
fugas de gas. El equipo de expertos que acompaña el
estudio llegó a la conclusión de que dicho re-acondicionamiento es posible sin problemas sólo para una
cuarta parte de los tanques cilíndricos abiertos existentes. Se evaluó qué otra cuarta parte de los tanques
era re-acondicionable con dificultad debido a problemas estructurales / de diseño. Se consideró que la mitad de los tanques cilíndricos eran inconvenientes
para el re-acondicionamiento así como lo eran del
mismo modo los contenedores subterráneos (aproximadamente el 5% de los tanques de almacenamiento
de digestato incluidos en el estudio) [10-11].
210
En los casos donde un tanque es poco apropiado
para la retroalimentación se debe esperar que los costos sean significativamente más altos que los presentados anteriormente. Para las plantas de etapa única,
una opción alternativa es colocar un digestor adicional, ya que aquí existe la expectativa de un mayor potencial de metano residual y en consecuencia de ingresos adicionales, particularmente en el caso de los
tiempos de retención cortos.
El óxido nitroso se produce durante al nitrificación
a partir del amonio o de-nitrificación del nitrato.
Como la bosta o digestato almacenados anaeróbicamente de manera rigurosa contienen sólo amonio y no
puede ocurrir nitrificación, la formación potencial de
óxido nitroso se restringe a la capa flotante y dependerá de su tipo y aireación. Esto está demostrado también en estudios de emisiones de óxido nitroso provenientes de bosta y digestato, parte de los cuales han
llevado a resultados muy diferentes respecto de la influencia de la digestión sobre las emisiones de óxido
nitroso. Usualmente, las emisiones de N2O provenientes de los tanques de almacenamiento de bosta son
muy pequeñas en comparación con las emisiones de
CH4 y NH3 y son insignificantes para la evaluación de
las emisiones de gas de efecto invernadero [10-11]. Sin
embargo, una cubierta a prueba de fugas de gas evitará incluso esas emisiones por completo.
10.3 Utilización del digestato en la tierra agrícola
Una entrega suficiente de materia orgánica a la fauna
del suelo, así como un suministro de nutrientes ligados a las necesidades de los cultivos y al tipo de suelo,
son pre-requisitos fundamentales para la utilización
sostenible de la tierra agrícola.
El alza del precio de los fertilizantes minerales en
los años recientes ha hecho que el transporte y la aplicación en los campos de los digestatos y fertilizantes
provenientes de los fundos agrícolas se hagan económicamente interesantes. La consecuencia es que vale
la pena afrontar el costo de transporte de los digestatos, debido a su valor en nutrientes. Además, las estrategias de fertilización basadas en digestatos y en fertilizantes provenientes de fundos agrícolas son más
beneficiosas en términos de su equilibrio de energía
que las estrategias que se basan exclusivamente en
fertilizantes minerales [10-12].
Tabla 10.8: Pérdidas acumulativas de amoníaco luego de la
aplicación en el campo de fertilizantes de fundos agrícolas
sin trabajarlos con la tierra a diferentes temperaturas
dentro de 48 horas [10-7, modificado]
Fertilizante
proveniente del fundo
agrícola
Pérdidas de amoníaco en % de
nitrato de amonio aplicadoa
5 °C
10 °C
15 °C
25 °C
sobre paja
Bosta de ganado,
digestato viscosob
30
40
50
90
Bosta de cerdo,
digestato
delgadob
10
20
25
70
Bosta líquida
20
Bosta proveniente
de las camas de
establo
y bosta sólida
90
Excremento seco
de aves
90
a. Emisión de NH4-N residual luego del almacenamiento.
b. Digestato evaluado como bosta de ganado / cerdo ya que no había
estudios de campo disponibles.
la proporción C:N en el digestato se estrecha como resultado de la digestión del metano de acuerdo con el
grado de la digestión. Esto tiene un efecto favorable
en relación con la fertilización porque hay un incremento en la cantidad de amonio disponible para los
cultivos. La proporción de C:N se estrecha de alrededor de 10:1 a aproximadamente de 5 a 6:1 para bosta
líquida y de 15:1 a 7:1 para bosta sólida. Sin embargo,
en consecuencia, parte de la materia orgánica mineralizable ya ha sido degradada. Esto significa que del nitrógeno enlazado orgánicamente, sólo el 5% está disponible para los cultivos en el año de aplicación (3%
en los años siguientes) [10-12].
El nitrógeno disponible del digestato aplicado en
el año de aplicación puede calcularse utilizando equivalentes de fertilizantes minerales (MFE). En el año de
aplicación, el MFE se determina principalmente por la
disponibilidad del nitrógeno de amonio. En los años
siguientes, sólo cantidades adicionales pequeñas de
nitrógeno se suministran a partir del digestato. Si las
pérdidas de amoníaco se evitan en gran medida, el
'MFE de corto plazo' es de 40 a 60%. Esto se puede deducir de la necesidad de fertilizante mineral. En el
caso de aplicaciones de digestato de más largo plazo
(de 10 a 15 años), se puede asumir un MFE de 60 a
70% [10-12], [10-7].
Sin embargo, generalmente, puede esperarse que
la eficacia del nitrógeno del digestato dependerá decisivamente del método y oportunidad de aplicación en
el campo, del clima, del tipo de suelo y del tipo de cultivo.
El valor más alto de pH del digestato en comparación con la bosta cruda sólo tiene un efecto insignificante en las pérdidas de amonio, porque asimismo el
pH alcanza un valor de 8 a 8,5 poco después que se ha
esparcido la bosta. Por lo tanto, no hay diferencia significativa en términos de emisiones de amoníaco
[10-15].
10.3.2 Medidas para reducir las pérdidas de
amoníaco luego de la aplicación de digestatos en el campo
10.3.2.1 Emisiones de amoníaco
10.3.1 Disponibilidad y efecto nutriente del nitrógeno
Tal como los valores del análisis lo confirman (confrontar Tabla 10.1), la digestión normalmente reduce
el contenido de materia seca de los sustratos. Además,
La Tabla 10.8 presenta las pérdidas de amoníaco luego
de la aplicación de los fertilizantes agrícolas en diferentes temperaturas. Parece ser que las pérdidas de
amoníaco se incrementan con las mayores temperaturas. Se puede esperar pérdidas particularmente altas
cuando se aplica digestatos a cultivos o a residuos de
cultivos a altas temperaturas. Se puede esperar pérdi211
das más bajas cuando el digestato delgado, que puede
centrarse rápidamente en el suelo, se aplica en bajas
temperaturas. Por lo tanto, al simplemente escoger el
mejor momento para esparcir, se puede contribuir significativamente a reducir las pérdidas de amoníaco.
10.3.2.2 Técnica de aplicación en los campos
La aplicación de digestato en tierra agrícola como fertilizante se realiza utilizando las mismas técnicas que
las aplicadas en la utilización de fertilizantes agrícolas
líquidos. La aplicación en los campos se lleva a cabo
con un vehículo tanque bosta líquida, usualmente con
equipo de aplicación que reduce emisiones (por ejemplo, aplicador de manguera remolcada) lo que permite que los cultivos que están creciendo se fertilicen
en los momentos de máxima demanda de nutrientes.
El propósito de la aplicación de digestato en tierra
agrícola debe ser aplicar los nutrientes contenidos en
el digestato para la fertilización selectiva con exactitud similar a la fertilización con fertilizantes minerales, con el fin de maximizar el suministro de nutrientes a las raíces del cultivo y para minimizar las
pérdidas de nutrientes.
Se utiliza las siguientes técnicas para la aplicación
del digestato en el campo.
Vehículo con tanque
Se hace una distinción entre dos tipos comunes:
- tanque con compresora
- tanque con bomba
Las técnicas utilizadas para una aplicación precisa y
con bajas pérdidas del digestato se explican a continuación.
Aplicador de manguera remolcada
Los aplicadores de manguera remolcada tienen una
anchura de trabajo de entre 6 y 24 m. Recientemente,
han salido al mercado aplicadores con una anchura de
trabajo de 36 m. Las mangueras de descarga individuales están espaciadas normalmente a intervalos de
20 a 40 cm. El digestato se aplica a la superficie del
suelo en aproximadamente bandas de 5 a 10 cm de ancho.
Figura 10.2: Aplicador de manguera remolcada
212
Aplicador de zapata remolcada
Los aplicadores con zapata remolcada tienen una anchura de trabajo de entre 3 y 12 y a veces de 18 m. Las
mangueras de descarga individuales tiene un espacio
de normalmente a intervalos de 20 a 30 cm. Los extremos de las mangueras de descarga tienen dispositivos
especiales de aplicación usualmente de forma de refuerzos parecidos a zapatas o patines, y el digestato se
aplica al extremo de estos.
Durante la aplicación en el campo, se arrastra el
aplicador por los cultivos (si los hubiera). Es inherente
al diseño del aplicador que los cultivos serán ligeramente empujados de lado durante la aplicación. El digestato se aplica a la región más alta del suelo (de 0 a
3 cm), y el resultado es que se evita en gran medida la
contaminación de los cultivos.
Figura 10.3: Aplicador de zapata remolcada
Aplicado cortador
Un aplicador de disco típico tiene una anchura de
trabajo de entre 3 y 9 m. Las mangueras de descarga
individuales tiene un espacio de normalmente a intervalos de 20 a 30 cm. Se aplica la bosta por medio
de un refuerzo parecido a una zapata con un disco
cortador (o cuchilla de acero) que corta la tierra
abriéndola y luego se aplica el digestato al extremo
de la manguera en el suelo que ha sido expuesto de
esta manera.
Figura 10.4: Aplicado cortador
Aplicación directa por inyector de bosta
Un inyector de bosta tiene una anchura de trabajo de
entre 3 y 6 m. Las mangueras de descarga individuales tiene un espacio de normalmente a intervalos de 20
a 40 cm. Se trabaja el suelo con una púa, al final de la
cual se inyecta el digestato en la corriente de tierra a
Tabla 10.9: Reducción de pérdidas de amoníaco luego de la aplicación en el campo de digestatos líquidosa [10-7, modificado]
Técnicas / medidas
de reducción
Áreas de uso
Reducción de emisiones [%]
Digestato
Limitaciones
Viscoso
Delgado
Tierra cultivable:
Sin cultivos
Altura de cultivos > 30 cm
8
30
30
50
Pastizales:
Altura de cultivos hasta 10 cm
Altura de cultivos hasta > 30 cm
10
30
30
50
Técnica de la
zapata remolcada
Tierra cultivable
Pastizales
30
40
60
60
Como el anterior, no en tierras muy pedregosas
Técnica del
cortado
Pastizales
60
80
Como el anterior, no en suelos pedregosos, muy
secos o compactados, se requiere gran poder de
tracción
Técnica de
manguera
remolcada
Terreno no muy empinado, tamaño y forma
de la tierra, digestato viscoso, intervalo entre
líneas, altura del cultivo
Técnica del
inyector de bosta
Tierra cultivable
> 80
> 80
Como se mencionó anteriormente, en tierras
sumamente pedregosas, no se requiere una
potencia de tracción muy alta, utilidad limitada
en tierra cultivable con cultivo (limitada a
cultivos en filas)
Aplicación directa
(en una hora)
Tierra cultivable
90
90
Con implemento ligero (grada) luego del arado
primario, con inyector / arado luego de la
cosecha
a. Hasta la fecha se ha realizado pocos estudios sobre la reducción de las emisiones provenientes de los digestatos. La información que se proporciona aquí
deriva de estudios de bosta de ganado y de cerdo.
10.4 Tratamiento de digestatos
Figura 10.5: Inyector de bosta
medida que se está trabajando el suelo. También existen gradas de discos, que trabajan la tierra con discos
cóncavos y el fertilizante se inyecta de manera similar
en la corriente de tierra.
La Tabla 10.9 lista las técnicas disponibles para la
aplicación de fertilizantes y digestatos líquidos provenientes de fondos agrícolas. Se puede utilizar una amplia gama de diferentes técnicas para la aplicación en
el campo, dependiendo del tipo de cultivo, etapa de
desarrollo y condiciones locales. Las limitaciones técnicas y locales en relación a la aplicación en el campo
significan que parte del amonio escapará siempre a la
atmósfera en forma de amoníaco.
El número y el tamaño de las plantas de biogás en
Alemania están elevándose de manera abrupta. También hay una intensificación de las explotaciones pecuarias incluyendo regiones que ya tienen una alta
densidad de ganado. El resultado es una producción
regionalmente alta de fertilizantes provenientes de los
fundos con la consecuencia de que frecuentemente no
tiene sentido utilizar los digestatos como fertilizantes.
Estos fertilizantes no solamente tienen potencial alto
en nutrientes, sino que también pueden sobrecargar
los ciclos metabólicos naturales salvo que se usen correctamente. Para explotar eficazmente este potencial
de nutrientes, puede ser necesario y útil incrementar
la concentración de nutrientes para obtener un fertilizante que valga la pena transportar y que se puede
utilizar en regiones que no tienen un superávit de nutrientes.
A continuación se describe la condición actual de
las tecnologías y procesos para la separación de los
nutrientes de los digestatos. Se describe el grado de
concentración posible de nutrientes así como el costo
y la funcionalidad de los procesos y de los procesos
evaluados. Una comparación de los procesos con los
213
1) Si se requiere nitrógeno; aportar al terreno inmediatamente.
2) Máximo 40 kg amonio-N o 80 kg total de nitrógeno/ha.
3) En marzo, con inhibidor de nitrificación; aportar al terreno inmediatamente.
4) Máximo 40 kg amonio-N o 80 kg total de nitrógeno/ha; trabajar con la tierra inmediatamente.
KTBL (2008), Betriebsplanung Landwirtschaft 2000/2009, 752 S.
Figura 10.6: Periodos de aplicación de digestatos en el campo
costos actuales de utilización del digestato sirven para
evaluar la utilidad de los procesos en el mundo real.
10.4.1 Técnicas de tratamiento
La manera más simple de utilizar el digestato es aplicándolo como fertilizante en tierra agrícola sin tratamiento previo. Cada vez más en más regiones, esta
forma de uso cercano no es posible o bien es posible
sólo hasta cierto punto. Los altos alquileres por tierras
apropiadas o las largas distancias de transporte y los
altos costos de transporte que se les asocian pueden
hacer que sea difícil utilizar los digestatos de manera
económica. Se utiliza varios procesos (o se los está desarrollando) para hacer que los digestatos sean más
económicos de transportar. Estos procesos pueden ser
de naturaleza física, química o biológica (Figura 10.7).
A continuación se muestra los procesos físicos.
10.4.1.1 Utilización del digestato sin tratamiento (almacenamiento de digestato no tratado y aplicación en el campo)
En el interés del reciclaje de nutrientes, es deseable
que los digestatos se apliquen sobre la misma tierra
que se utilizó para cultivar los cultivos energéticos utilizados para la digestión. Como esa tierra estará normalmente en la vecindad inmediata de la planta de
biogás, las distancias requeridas de transporte son
cortas y se puede llevar a cabo tanto el transporte
como la aplicación en el campo a un costo bajo utilizando el mismo vehículo sin la necesidad de transbordar (fase única). Para distancias de transporte de
214
aproximadamente 5 km o más, se realiza el transporte
y la aplicación en el campo por medio de vehículos separados. Generalmente, sucede que como se incrementa la distancia del transporte, los costos de ambos
procesos se elevan significativamente debido a que el
contenido de nutrientes del digestato con referencia a
su masa de transporte es relativamente bajo. Por lo
tanto, la finalidad del tratamiento del digestato es reducir el contenido de agua inerte e incrementar selectivamente la concentración de fracciones de nutrientes.
10.4.1.2 Separación de sólidos
La separación de sólidos es fundamental para el tratamiento de digestato. Tiene la ventaja de reducir el volumen de almacenamiento de los digestatos líquidos
así como de aminorar la incidencia de las capas flotantes y de las capas que se hunden durante el almacenamiento. Sin embargo, sobre todo, se fracciona los nutrientes porque, aunque soluble, el nitrógeno mineral
se queda principalmente en la fase líquida, y la mayoría del nitrógeno y fósforo enlazados orgánicamente
se separan con la fase sólida. La fase líquida baja en
materia en materia seca y separada se puede esparcir
en campos o se puede tratar aún más, mientras que
los sólidos separados se pueden compostar o secar.
Dependiendo del grado requerido de separación, se
usa sobre todo separadores de prensa de tornillo,
prensas con tambor clivador, prensas con faja clivadora y decantadores.
El desempeño de la separación de todos los procesos depende mucho de las propiedades del digestato
Figura 10.7: Clasificación de los procesos de tratamiento por tipo
y del ajuste del separador. Cuanto más alto sea el contenido de DM del digestato, mayor será la reducción
de volumen y la separación de fósforo y nitrógeno orgánico con la fase sólida que se puede lograr. Los separadores de prensa de tornillo pueden lograr concentraciones de materia seca del 30% de la fase sólida.
Aunque esto no es posible normalmente con un decantador, ésta es la única técnica para lograr concentraciones de materia seca por debajo de 3% en la fase
líquida, lo cual es un pre-requisito para algunos procesos posteriores de tratamiento de la fase líquida. Sin
embargo, los decantadores requieren que la composición del material de insumo sea constante. Además,
en comparación con los separadores, están sujetos a
un mayor desgaste y consumo de energía.
A veces se usa floculantes para mejorar el desempeño de la separación que es necesario tener en cuenta
los temas conectados con la legislación alemana sobre
fertilizantes en relación con ellos.
10.4.1.3 Tratamiento posterior de la fase sólida
Es posible la aplicación directa en el campo de la fase
sólida separada. Sin embargo, como esto puede llevar
a una inmovilización del nitrógeno, al desarrollo de
olores o a la dispersión de semillas de malas hierbas,
normalmente se somete a los sólidos separados a un
tratamiento adicional.
Compostaje
El compostaje es una forma de tratamiento aeróbico
de los residuos orgánicos y sus objetivos son estabilizar sus componentes orgánicos, matar los gérmenes
patógenos y las semillas de malas hierbas y eliminar
los compuestos que desprenden muchos olores. Se
debe suministrar oxígeno en cantidad suficiente al digestato que se está composteando. Como el digestato
carece más bien de estructura como material, el compostaje exitoso exige la adición de material estructural
(como mantillo de corteza) o el re-apilado frecuente
del material.
Debido a la degradación anaeróbica del carbono en
la planta de biogás, hay un calentamiento espontáneo
reducido durante el compostaje en comparación con
el material orgánico no tratado. Las temperaturas alcanzadas durante el compostaje llegan solamente
hasta 55 °C y no hasta los 75 °C que se requerirían
para una higienización exitosa.
De manera similar al compost convencional, el
compost resultante puede utilizarse directamente
como acondicionador de suelos [10-25].
Secado
Se puede utilizar para este propósito algunos procesos de secado ya establecidos en algunas áreas. Estos
incluyen secadores de tambor, secadores de faja y secadores de alimentación y giro. En la mayoría de sistemas de secadores se transmite el calor por aire ca215
liente que fluye por encima y a través del material a
ser secado. En una planta de biogás, se puede utilizar
el calor residual para este propósito a menos que
existan otros usos para el mismo.
Durante el secado, la mayoría de amonio obtenido
en la fase sólida se pasa al aire residual del secador en
la forma de amoníaco. Por esta razón, se puede requerir tratamiento del aire residual para evitar emisiones
de amoníaco. De manera similar, puede haber emisiones de elementos olorosos, los que si fuera posible, deberían eliminarse de la corriente aire residual en un
proceso de limpieza del aire residual.
Por medio del secado se puede lograr concentraciones de materia seca de al menos 80% en la fase sólida. Esto hace que el digestato sea conveniente para el
almacenamiento y transporte.
10.4.1.4 Tratamiento posterior de la fase líquida
Las concentraciones más bajas de DM en la fase líquida separada permiten un almacenamiento y una
aplicación en el campo más fáciles en comparación
con el digestato no tratado. Sin embargo, frecuentemente, son deseables la reducción adicional del volumen y / o el enriquecimiento de nutrientes en la
fase líquida. Esto se puede lograr gracias a los siguientes procesos.
Tecnología de membrana
El tratamiento de membrana muy contaminada orgánicamente utilizando técnicas de membranas ya se ha
generalizado en el área de tratamiento de aguas servidas. En consecuencia, ha sido posible para esta tecnología de tratamiento completo adaptarse relativamente bien para los digestatos y para su utilización en
algunas plantas de biogás. A diferencia de la mayoría
de otros procesos de tratamiento de digestato, este
proceso no requiere calor. Esto hace que la tecnología
de membrana sea conveniente también para plantas
que están conectadas a un sistema de micro redes de
gas o de procesamiento de gas y, por lo tanto, no tienen calor sobrante.
La tecnología de membrana consiste de una combinación de procesos de filtración con un tamaño de poros decrecientes, seguido por una etapa de ósmosis inversa, lo cual resulta en un permeaso descargable y en
un concentrado muy enriquecido en nutrientes. El
concentrado es rico en amonio y potasio, mientras que
el fósforo queda atrapado sobre todo en la etapa de ultra filtración y está presente en la sustancia retenida.
El permeaso de la ósmosis inversa en general carece
de nutrientes y su calidad permite una descarga di216
recta a los cursos de agua. Los cálculos asumen que
las dos fases líquidas ricas en nutrientes se mezclarán
para su aplicación en los campos.
Para evitar un taponamiento prematuro de las
membranas, la concentración de DM en la fase líquida
no debería exceder un valor del 3%. En la mayoría de
los casos, esto requiere una separación de sólidos y líquidos en un decantador.
Evaporación
La evaporación de digestatos es de interés de las plantas de biogás con un gran superávit de calor porque se
requiere alrededor de 300 kWhth/m³ de agua evaporada. Este proceso es conveniente sólo en cierta medida para plantas que funcionan con una alta concentración de bosta y que, por lo tanto, tienen un alto
volumen de digestato con relación con la energía producida. Para la planta modelo que se está calculado
aquí, con un contenido de 50% por masa de bosta en el
insumo de sustrato, sólo se puede suministrar el 70%
del calor requerido en la planta de biogás. Se dispone
sólo de poca experiencia operativa previa en relación
con las plantas de evaporación.
Usualmente se aplica un proceso de múltiples etapas. Primero se caliente el material, la temperatura se
incrementa gradualmente al vacío hasta el punto de
ebullición. Para evitar las pérdidas de amoníaco, se
baja el valor de pH en la fase líquida añadiendo ácido.
Pueden surgir problemas técnicos durante la operación debido al taponamiento y corrosión de los intercambiadores de calor. Una planta de evaporación al
vacío reduce el volumen de digestato en alrededor del
70%. El calentamiento del digestato a 80 - 90 °C durante la evaporación permite que se incluya una higienización en el proceso.
En comparación con el material de insumo, la evaporación puede lograr un incremento de hasta cuatro
veces en la concentración de sólidos, lo cual resulta en
una reducción correspondiente en los costos de almacenamiento y transporte. Sin embargo, no es posible la
descarga directa del condensado tratado ya que no se
puede cumplir con los límites legales.
Remoción
La remoción es un proceso de eliminar sustancias de
los líquidos en los que se transporta gases (aire, vapor
de agua, gas de combustión, etc.) a través de líquidos
y se convierte las sustancias a la fase gaseosa. El amonio se convierte en amoníaco. Este proceso puede ser
asistido por una mayor temperatura y valor del pH,
tal como se emplea, por ejemplo, en la remoción por
vapor, porque la tasa requerida de flujo de gas se re-
duce con la creciente temperatura. En una etapa de
desorción corriente abajo, el amoníaco en la fase gaseosa se convierte en producto reciclable / desechable
La desorción de NH3 de la corriente de gas se puede
lograr gracias a la condensación, depuración con ácidos o por reacción con una solución acuosa de yeso.
Los productos finales de la desorción son normalmente el sulfato de amonio y el licor amoniacal.
Así como en el caso de la evaporación, no se puede
garantizar el cumplimiento con los límites legales para
la descarga del agua tratada.
10.4.2 Utilización de digestatos tratados
En términos de sus propiedades, los sólidos provenientes del proceso de separación son comparables
con compost fresco y pueden, como el compost fresco,
utilizarse como fertilizante e incrementar la concentración de materia orgánica en los suelos. La Asociación Federal Alemana de Calidad del Compost (BGK)
ha desarrollado criterios de calidad para los digestatos sólidos y otorga un sello de calidad. Sin embargo,
el compost fresco se utiliza principalmente en la agricultura, ya que puede haber molestias por olores en
relación con su almacenamiento y aplicación en los
campos. Un producto comercializable requiere primero la estabilización del digestato, por ejemplo, por
compostaje. No obstante, esto es no económico a
aproximadamente €40/t de sólido. Una alternativa es
secar los sólidos tal como se describe anteriormente.
Esto resulta en un producto almacenable y transportable que se puede utilizar para la aplicación deseada de
P y K (confrontar Tabla 10.10) en los suelos con una
alta carga de nitrógeno.
Otra opción es incinerar los sólidos secados. Sin
embargo, el digestato no está aprobado como un combustible principal de acuerdo con la Ley de Control de
la Contaminación de Alemania (BImschV) si se co-digiere bosta o excremento. Esto requeriría una aprobación especial sujeta a un conjunto de numerosas condiciones. Para digestatos de origen exclusivamente
vegetal, la necesidad de regulación no es clara.
En algunas plantas de biogás, la fase líquida proveniente de la separación se usa a veces como recirculato. El contenido reducido de DM también permite
una aplicación más precisa en los campos con menores
pérdidas de NH3 . La menor concentración de fósforo
comparada con digestatos no tratados significa que en
las regiones donde hay ganadería intensiva, se puede
utilizar volúmenes más grandes en lugares cercanos,
donde la aplicación en los campos se limita normalmente por la concentración del fósforo en el suelo.
Usualmente se puede resolver los problemas de superávit regional de nitrógeno solamente con un tratamiento adicional de la fase líquida, ya que la separación por sí misma no resulta en una reducción de los
volúmenes de transporte.
Los productos del tratamiento de la fase líquida
que contienen nutrientes son a menudo comercializables sólo de manera limitada. Aunque las concentraciones de nutrientes son más altas que las de los digestatos
(Tabla 10.10), lo que los hace más atractivos de transportar económicamente, usualmente son mucho menores
que las concentraciones de nutrientes en los fertilizantes
minerales. Esto a veces puede presentar un obstáculo
para la utilización porque no se dispone de ninguna tecnología de aplicación en campo conveniente. La aplicación en el campo por medio de aplicador de manguera
remolcada, tal como se emplea para la aplicación en
campo de la bosta y el digestato, requiere volúmenes de
aplicación suficientemente altos para permitir una distribución uniforme de los nutrientes en el suelo. Los fertilizantes minerales líquidos, como la solución de amonio y urea, con una concentración de nitrógeno del 28%,
se aplican frecuentemente utilizando rociadores de pesticidas, lo que, sin embargo, tienen usualmente una capacidad de aplicación limitada. Los volúmenes de aplicación que están significativamente por encima de
1 m³/ha son difíciles de lograr utilizando tecnología estándar.
La solución de sulfato de amonio proveniente de la
remoción es la más cercana a cumplir con las normas
requeridas de un producto comercializable de tratamiento. Tiene una concentración de nitrógeno de casi
10% y, como producto de escape de la limpieza de aire
y como sub-producto de la industria química, ya se
mercadea en grandes volúmenes como fertilizante
agrícola.
Con respecto a los productos de tratamiento de la
fase líquida sin nutrientes o con pocos nutrientes,
los cálculos económicos no asumieron ningún costo
de utilización o ingresos. Los ingresos son posibles
aquí si se puede encontrar demandantes para agua de
proceso. Esto aparece más probablemente en el caso
de la tecnología de membrana, la cual produce un permeato directamente descargable de la ósmosis inversa. Una opción para todos los productos virtualmente libres de nutrientes sería su utilización para la
irrigación mientras que, para los productos con una
calidad que permite la descarga, una alternativa posible en descargarlos en un curso de agua. Allí donde
no existan tales opciones, se requiere la conexión a
una planta de tratamiento de agua con capacidades
hidráulicas y biológicas apropiadas. Esto resulta en
217
Tabla 10.10: Concentraciones de nutrientes de las fracciones, cálculos de modelos para procesos de tratamiento
Proceso de tratamiento
No tratado
Fracción
Concentración de
masa
Norg
NH4-N
P 2 O5
K2O
%
kg / t
kg / t
kg / t
kg / t
2,0
3,6
2,1
6,2
Líquido
Separación
Sólido
Líquido
12
88
4,9
1,6
2,6
3,7
5,5
1,6
4,8
6,4
Secador de faja
Sólido
Líquido
Aire residual
5
88
7
13,3
1,6
-
0,7
3,7
-
14,9
1,6
-
12,9
6,4
-
Membrana
Sólido
Líquido
Agua residual (tratada)
19
37
44
4,9
4,4
6,8
4,5
2,8
7,4
2,1
14,4
Se cumple con los valores límite para la descarga directa en
un curso de agua
Evaporación
Sólido
Líquido
Agua de proceso
19
31
50
4,9
4,4
6,8
4,5
3,4
8,9
2,5
17,3
No conveniente para la descarga en curso de agua
Remoción
Sólido
Líquido (ASS)
Agua de proceso
27
3
70
6,8
3,5
7,5
21,7
0,0
80,6
0,0
0,0
No conveniente para la descarga en curso de agua
ASS: solución de sulfato de amonio
Tabla 10.11: Evaluación comparativa de los procesos de tratamiento del digestato
Separación
Secado
Tecnología de
membrana
Evaporación
Remoción
Confiabilidad operativa
++
+/o
+
o
o
Condición de diseminación
++
+
+
o
o
Costo
+
+/o
o/-
o
+/o
Fase sólida
o
+/o
o
o
o
Líquido (rico en nutrientes)
o
o
+
+
++
+
o
o
Utilidad del producto
Líquido (pobre en nutrientes)
++ = muy bueno, + = bueno, o = promedio, - = malo
costos adicionales, los cuales deben tomarse en consideración.
10.4.3 Comparación de los procesos de tratamiento del digestato
Los procesos de tratamiento del digestato descritos
anteriormente difieren de manera significativa en términos de su difusión y confiabilidad operativa actuales (Tabla 10.11). Los procesos de separación del digestato son de última generación y ya se usan
comúnmente. Sin embargo, el tratamiento parcial no
reduce normalmente el volumen para la aplicación en
el campo y el costo de la aplicación de digestatos en el
campo se incrementa.
218
Los procesos para secar la fase sólida ya se han establecido en otras áreas de aplicación y están adaptados para el secado de digestatos. En este sentido debe
anticiparse algunos problemas técnicos. No obstante,
el secado de digestatos es una propuesta económicamente atractiva sólo en los casos en donde, una vez
que el digestato se seca, se puede utilizar de manera
rentable o si no hay ninguna otra opción de utilización
para el calor residual de la planta de biogás.
Los procesos para el tratamiento de la fase líquida
todavía no son de última generación y existe una necesidad sustancial de desarrollo. La tecnología de
membranas es la más avanzada. Hay varios proveedores en el mercado así como una serie de plantas de
referencia que se encuentran en una operación en
gran medida confiable. No obstante, incluso en este
caso, todavía hay un potencial de desarrollo para modificar el proceso de modo que se reduzca el desgaste
y el consumo de energía. Por ejemplo, ya se está desarrollando métodos mejorados para la separación de
sólidos y la finalidad de esto es extender la vida útil
de las membranas y reducir el consumo de energía.
Los procesos para la evaporación y la remoción todavía no están tan avanzados en términos de operación continua a escala comercial. Por esta razón, una
evaluación económica y la calidad esperada del producto siguen siendo objeto de mucha incertidumbre y
los riesgos técnicos son comparativamente altos.
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KTBL (ed.), Darmstadt
220
Realización del
proyecto
La realización de un proyecto de biogás abarca todas
las etapas del trabajo desde la formulación del concepto, el estudio de factibilidad y la ingeniería de la
planta hasta el inicio de la operación de la misma.
Cuando se realiza un proyecto de biogás, los promotores del proyecto (por ejemplo, los agricultores) tienen la opción de llevar a cabo algunas fases del proyecto por sí mismos, dependiendo de su compromiso
personal y de los recursos financieros y personales
disponibles. En la Figura 11.1 se presentan las fases individuales de la formulación conceptual, del estudio
de factibilidad, del planeamiento de gastos de capital,
del procedimiento de obtención de licencias, de la
construcción y puesta en marcha de la planta.
Figura 11.1: Pasos en la realización de un proyecto de
producción y utilización de biogás
En las secciones a continuación se presentan principalmente listas de verificación y tablas que proporcionan una visión de conjunto de los pasos requeridos
para la realización del proyecto y para describir en detalle las áreas clave de estas tareas.
11
11
11.1 Formulación conceptual y diseño
del proyecto
Una vez que se ha concebido la idea de un proyecto
de biogás, es aconsejable que el promotor del proyecto
elabore un diseño del proyecto como base para el proceso de realización del mismo. Este diseño debe también servir como base inicial para la evaluación del
proyecto. Se usa el diseño del proyecto para evaluar
no solamente la factibilidad técnica del proyecto específica al sitio, sino también para saber cómo se puede
financiar el proyecto y si es elegible para algún subsidio del gobierno. El diseño del proyecto también es
útil para establecer contactos iniciales clave con posibles firmas de ingeniería. Es aconsejable obtener cierta
información preliminar de operadores de plantas de
biogás existentes con respecto al procedimiento de
planeamiento y operación de una planta de biogás, especialmente si la intención es utilizar sustratos idénticos.
Cuando se considera un proyecto de biogás, es importante ver todo el panorama, incluyendo la disponibilidad del sustrato, la planta de biogás misma y el suministro de energía a los demandantes. Los tres
aspectos clave presentados en la Figura 11.2 deben
considerarse desde el inicio en el mismo grado de detalle. El objetivo es llevar a cabo una evaluación inicial
bien fundamentada del concepto de proyecto.
En los siguientes pasos se debe elaborar el diseño
del proyecto para evitar cualquier problema adicional
innecesario en pasos posteriores del planeamiento.
Asimismo dicho diseño debe evaluarse utilizando los
métodos de cálculo que esta Guía pone a su disposición:
1. Cálculo y examen del volumen disponible de sustrato; determinación de la cadena de suministro de
la biomasa
2. Diseño técnico general de la planta
3. Revisión del área de terreno disponible
221
Figura 11.2: Enfoque general para un proyecto de planta de biogás
Paso 1: Preparación del diseño de proyecto
Verificar la disponibilidad de
sustratos a largo plazo
¿Qué sustratos auto-producidos estarán disponibles en el largo plazo?
¿Tengo planes de mediano/largo plazo de cambiar mi fundo agrícola?
¿Cómo afectará esto mi planta de biogás? (en términos de biología / materiales, proceso,
energía)
¿Puedo contar a largo plazo con sustratos que no sean de mi fundo agrícola?
¿Vale la pena el uso de estos sustratos en vista de los requisitos legales? (cuestión de
proporcionalidad)
Visitar algunas plantas de
biogás existentes
Visitar algunas plantas de biogás existentes para adquirir experiencia e información
¿De qué opciones estructurales dispongo en el mercado?
¿Dónde existen problemas estructurales / relacionados al proceso?
¿Cómo se resolvió esos problemas?
¿Cuál ha sido la experiencia de los operadores de plantas existentes con varios componentes y
combinaciones de sustrato?
Determinar de cuánto dinero se
dispone personalmente
Determinar cuánto tiempo se requerirá cada día para el trabajo rutinario de inspección y
mantenimiento (confrontar Sección 9.1.3)
¿Es esto compatible con la situación en mi fundo?
¿Qué modelo de tiempo de trabajo es posible para mi familia? (por ejemplo, quién se va a
encargar del fundo agrícola después de mí)
¿Necesitaré trabajadores externos?
Verificar cómo se puede utilizar
el calor de la planta
¿Existen posibles demandantes de calor cerca a mi fundo?
¿Cuánto calor hay que suministrar cada mes?
Determinar de cuánto dinero
dispone usted
Verificar sus finanzas
¿Cómo espero que evolucionen mis ingresos en el futuro?
¿Mi situación financiera va a sufrir algún cambio importante en el futuro cercano?
Objetivos del Paso 1:
- Evaluación inicial de las posibilidades en términos de la organización del negocio agrícola
- Compilación de experiencia proveniente de plantas de biogás existentes
- Adquisición de conocimiento respecto a qué plantas / componentes se encuentran
disponibles en el mercado
4. Estimado de costos, elegibilidad para subsidio gubernamental y rentabilidad económica
5. Revisión de la estrategia de demanda de energía
6. Evaluación de si la planta recibirá la licencia oficial
requerida y si será aprobada localmente
222
Una evaluación inicial del proyecto no requiere decisiones definidas sobre los aspectos mencionados anteriormente (esto ocurrirá en la fase de planeamiento
posterior) Más bien, el objetivo es asegurar que haya
al menos una o, si es posible, varias opciones para la
realización exitosa del proyecto.
Realización del proyecto
11.2 Estudio de factibilidad
Una vez que el promotor del proyecto ha tomado la
decisión, basada en el diseño del proyecto, de proceder a la siguiente etapa del potencial proyecto del biogás, será necesario preparar un estudio de factibilidad. Normalmente éste se basará, en gran medida, en
el diseño del proyecto, y el objetivo principal es determinar todos los datos y parámetros iniciales de tipo
técnico, económico y otro, así como someterlos a un
examen exhaustivo. En contraste con el diseño del
proyecto, que proporciona una evaluación cualitativa
inicial del proyecto planeado, el propósito del estudio
de factibilidad es proporcionar una evaluación cuantitativa del proyecto propuesto así como las opciones
posibles para su realización.
Los criterios clave a aplicar para un estudio de factibilidad sobre un proyecto de planta de biogás se presentan en la Figura 11.3 y se examinan en mayor detalle en las secciones a continuación.
Un estudio de factibilidad es un documento para la
toma de decisiones que trata de los siguientes objetivos:
- examen de la factibilidad técnica y económica en
base a una investigación de todos los parámetros y
requisitos específicos al sitio;
- evaluación de los riesgos técnicos y económicos;
- identificación de los criterios de exclusión;
- examen de posibles estructuras organizativas y
operativas;
- elaboración del sustento de una solicitud a un subsidio gubernamental;
- elaboración de la base de una evaluación de viabilidad financiera.
11.2.1 Disponibilidad del sustrato
La realización y operación de una planta de biogás dependen en gran medida de que se pueda disponer de
sustratos en cantidades suficientes a lo largo del todo
el año para alimentar la planta. Se requiere por tanto
determinar si se puede conseguir los sustratos requeridos a un costo aceptable. Los fundos agropecuarios
tienen la ventaja de contar con acceso de bajo costo al
sustrato (bosta), que puede usarse en el sitio de la
planta de biogás sin necesidad de logística compleja.
Más aún, la calidad de la bosta como fertilizante agrícola puede mejorarse gracias al proceso de digestión
(confrontar Sección 4.1). Por el contrario, para un
fundo agrícola, la disponibilidad de sustrato dependerá exclusivamente de la tierra agrícola disponible,
así como de los costos asociados del suministro [11-1].
El tipo y disponibilidad del sustrato determinarán la
tecnología requerida para la planta de biogás. A continuación se proporciona una lista de verificación para
determinar la disponibilidad del sustrato.
11.2.2 Selección del sitio
Cuando se selecciona un sitio en el cual se va a construir una planta de biogás será necesario considerar
no sólo las circunstancias locales específicas del sitio
(como sub-suelo conveniente, uso previo, disponibilidad de servicios públicos), los que se reflejarán particularmente en los costos de construcción, sino también los requisitos establecidos en el reglamento local
de edificaciones y los aspectos sociales. Los criterios
para seleccionar el sitio para la construcción de una
planta de biogás se presentan de forman diagramática
en el Figura 11.4.
11.2.2.1 Aspectos específicos al sitio
Figura 11.3: Criterios para un estudio de factibilidad de una
planta de biogás
Debe aclararse primero que nada si el sitio preferido
es del tamaño necesario, si el subsuelo es conveniente
y, si es posible, si está libre de contaminación, así
como si los edificios y áreas de almacenamiento que
pudieran existir están en condición de uso y si se dispone de puntos de conexión a la red y si hay demanda
de calor (confrontar Sección 9.1.1). El propósito de
una evaluación como ésta es mantener bajos costos de
construcción. Las capacidades relativamente bajas involucradas en la producción de biogás agrícola y las
corrientes asociadas de sustratos permiten el suminis223
Paso 2: Elaboración del estudio de factibilidad
Contratar los servicios de una
firma de ingeniería /
departamento de ingeniería de
un fabricante de plantas
experimentado y de buena
reputación
Estas personas son sumamente importantes para el desarrollo y planeamiento futuro del
proyecto y estarán involucrados en todas las etapas siguientes.
Tienen acceso a las autoridades encargadas de otorgar las licencias y también a autoridades
regionales.
Contactar a un asesor agrícola
Un asesor agrícola experimentado en la construcción y operación de plantas de biogás será
también una fuente de consejo profesional en relación con otros temas que van desde la
selección del sitio y el diseño de la planta hasta la construcción y puesta en marcha de la
misma.
Decidir sobre el tipo de planta y
procedimiento de construcción
así como sobre el tamaño de la
planta
Definición de las características del sitio, por ejemplo solicitar un informe de suelos
Selección del sitio (plan general del fundo agrícola, edificios, áreas para silos)
Ubicación del punto más cercano de alimentación de energía o gas
Decisión sobre la configuración / diseño y tecnología apropiadas de la planta con visión futura
del fundo y las medidas de re-estructuración operativa necesarias para la planta de biogás
Cálculo del tamaño de los componentes de la planta de acuerdo con un análisis de potenciales
Cuestiones de procedimiento: ¿Cómo quiero que se implemente el proyecto?
¿Quiero una planta llave en mano?
¿Quiero dividir el proceso de construcción de la planta entre varios contratos separados??
¿Cuánto del trabajo planeo hacer yo mismo?
¿Puedo compartir el proyecto con otros fundos?
¿Qué obras planeo poner en licitación? (por ejemplo, movimientos de tierra, electricidad...)
Incluir diferentes opciones
Metas en el Paso 2:
- Participación de una firma de ingenieros o un asesor experimentado en la preparación del
estudio de factibilidad
- Determinación del tamaño preferido de la planta y del tipo de planta / procedimiento con
puntos de alimentación posibles
de energía, calor o biogás procesado
11.2.2.2 Aspectos del reglamento de construcción
Figura 11.4: Criterios para la selección del sitio
tro de sustrato y la disposición de digestato por transporte vial. Muchos sustratos apenas cubren el costo de
transporte debido a su densidad energética relativamente baja. En consecuencia, la búsqueda de sustratos
para alimentar la planta de biogás se centrará en la
biomasa disponible en la vecindad regional inmediata. Será ventajoso seleccionar un sitio que tenga acceso a carreteras con capacidad de transporte promedio (como carreteras rurales / vías de categoría B)
[11-3].
224
El reglamento de construcción distingue entre las zonas interiores y exteriores de un área construida. La
zona interior incluye todo el terreno dentro de un área
construida. La zona exterior se refiere al terreno que
está fuera del área construida. Esta diferenciación entre zonas interiores y exteriores está estipulada en el
ordenamiento territorial de la autoridad local. Para
evitar la fragmentación de campo, existen limitaciones
respecto de la construcción en la zona exterior. De
acuerdo con la Sección 35 inciso 1 del código de la ley
de construcciones (BauGB), se permite la construcción
de una planta de biogás en la zona exterior bajo ciertas
condiciones, en cuyo caso una planta como esa se clasifica 'privilegiada'. También debe considerarse cualquier legislación de control de la contaminación así
como las posibles condiciones reglamentarias relacionadas con la interferencia con la naturaleza y el
campo (tales como medidas compensatorias).
11.2.2.3 Aspectos sociales
La experiencia sugiere que una propuesta de proyecto
de biogás -especialmente en las áreas rurales- puede
Paso 3: Disponibilidad de sustratos
Distinguir entre los sustratos
disponibles
¿Qué sustratos de biomasa se encuentran disponibles?
- residuos agrícolas (por ejemplo, bosta de ganado, excremento de ave)
- residuos agro-industriales (por ejemplo, puré de manzana, pomasa)
- residuos del comercio y la industria (por ejemplo, residuos de trampas de grasa)
- residuos de hogares privados
(por ejemplo, bio-residuos)
- recursos renovables, cultivos energéticos (por ejemplo, ensilaje de maíz, ensilaje de pasto)
¿A qué horas estarán disponibles los sustratos?
¿Qué calidad tendrán los sustratos suministrados?
Proveedores de biomasa
¿Quiénes son los posibles proveedores de biomasa a largo plazo?
Costos del suministro
¿Cuánto costará suministrar los sustratos?
Área de almacenamiento
¿Cuánta superficie de almacenamiento se requerirá en el sitio planeado?
Pre-tratamiento
¿Cuánto pre-tratamiento requerirán los sustratos con que se piensa contar (mezcla, trituración)?
- Selección de sustratos para un proceso de digestión operativo
- Definición de medidas para el pre-tratamiento y procesamiento de sustratos
- Selección de proveedores potenciales de biomasa
Paso 4: Selección del sitio
Verificar el sitio
¿Cómo es el sitio?
¿El subsuelo es conveniente?
¿El sitio está en una zona industrial (en la periferia) o en un fundo agrícola en la zona exterior
('privilegiada')?
¿Cuál es el costo del terreno?
Verificar la infraestructura
¿Hay caminos apropiados para camiones?
¿Qué servicios públicos (energía, agua, desagüe, telecomunicaciones, gas natural) hay
disponibles en el lugar?
Verificar la alimentación de
energía al sitio
¿Qué tan lejos está el punto más cercano de suministro de energía?
Verificar las opciones para la
utilización de calor
¿Existe demanda potencial de calor cerca del sitio?
¿Se puede usar el calor residual del proceso de CHP en el fundo agrícola propio?
¿Los trabajos de conversión / costos asociados están en proporción al beneficio?
¿Cuánto calor se necesita suministrar cada mes?
¿Existe la posibilidad de establecer una unidad satélite de CHP (unidad de CHP físicamente
separada de la planta de biogás y conectada al tanque de gas por una tubería de gas
relativamente larga)?
Verificar las opciones de
alimentación de gas
¿Existe una posibilidad en el sitio de alimentar biogás procesado a una red adyacente de gas
natural? (confrontar la Sección 6.3)
Aceptación local de la
construcción
¿Qué residentes y negocios locales serán afectados?
¿Qué residentes y negocios locales tienen que recibir información de proyecto en una etapa
temprana y, allí donde sea apropiado, participar en el proyecto?
¿Quiénes son los potenciales demandantes de calor?
¿Qué instituciones públicas deben ser incluidas en una etapa temprana en una campaña
transparente de relaciones públicas (participación de alcaldes, autoridad que otorga las
licencias)?
¿Qué intereses de conservación de la naturaleza debe tenerse en cuenta?
- Selección del sitio
- Selección de la forma de utilización del biogás (unidad de CHP en el sitio, establecimiento de
una unidad satélite de CHP o procesamiento del biogás para alimentar la red de gas natural)
- Lograr mayor aceptación local mediante una campaña transparente de relaciones públicas
225
dar lugar a un debate sobre si el proyecto es aprobado
por los residentes y / o instituciones locales. Este
asunto puede tener un impacto particularmente desventajoso en la obtención de la autorización de la
planta propuesta. Especialmente el temor a las consecuencias negativas, como malos olores, emisiones de
ruidos, mayor volumen de tráfico e impacto visual del
sitio, pueden generar oposición al proyecto planeado
por parte de la población afectada. Por lo tanto, son
esenciales las medidas tempranas para lograr la aceptación local, tales como una campaña de información
oportuna y la participación de los residentes e instituciones afectados, así como una campaña de relaciones
públicas focalizada para asegurar la aprobación de un
sitio preferido para una planta de biogás.
11.3 Logística del flujo de materiales
En vista de la estructura distribuida de la producción
de biomasa y de la estructura a veces distribuida y a
veces centralizada de la demanda, la logística de la
biomasa juega un papel clave en la cadena general de
suministro. Esto abarca a toda la empresa y las actividades relacionadas con el mercado dirigidas a hacer que un sustrato esté disponible. Se busca optimizar la corriente de materiales e información entre el
proveedor y el demandante.
La elección de las cadenas logísticas de flujo de
materiales así como la suscripción de uno o más contratos de suministro de biomasa (de largo plazo, si
fuera posible) son especialmente importantes para
una planta de biogás, que requiere un suministro
constante de sustrato a lo largo del año. Se debe firmar contratos firmes con proveedores convenientes
de biomasa, idealmente antes de que se construya la
planta. Esto permitirá que la planta misma y el diseño
de las áreas y tanques de almacenamiento estén armonizados con los sustratos previstos y los intervalos de
entrega ya en la etapa de planeamiento. El objetivo es
equilibrar cualquier fluctuación en las entregas de
sustrato de biomasa al sitio. Es importante, antes de
redactar el contrato, determinar cómo se facturará las
entregas de sustrato. En general, la facturación se hace
de acuerdo con la cantidad / volumen entregado de
biomasa (por ejemplo en toneladas, metros cuadrados). Esto exige estándares detallados de calidad e
inspecciones para reducir el riesgo de obtener sustratos de baja calidad.
226
El tratamiento del sustrato (trituración y mezclado) y la carga de los sustratos al digestor se logran
gracias a equipo de medición apropiado (transportadores de tornillo). Ver Sección 3.2.1. El transporte del
sustrato dentro de la planta se realiza principalmente
por medio de bombas eléctricas. La selección de bombas y equipo de transporte apropiados depende mucho de los sustratos previstos y de su grado de tratamiento.
A continuación se presenta una lista de verificación para analizar la logística del flujo de materiales
(Paso 5).
11.3.1 Selección de la tecnología
De acuerdo con la ingeniería de plantas de última generación conveniente para aplicaciones existentes, la
elección de tecnología para una planta planificada de
biogás dependerá en particular de los sustratos disponibles (consultar Sección 3), la infraestructura existente, las partes involucradas y el financiamiento disponible. A continuación se presenta una lista de
verificación para la selección de tecnología (Paso 6).
11.3.2 Utilización de gas
Dependiendo de las especificaciones del sitio y del
uso final previsto, se debe decidir cómo recuperar la
energía del biogás producido (confrontar Sección 6).
A continuación se presenta una lista de verificación
sobre la recuperación de energía a partir del biogás
producido por la planta de biogás (Paso 7).
Paso 5: Logística del flujo de materiales
Definir y actualizar los
volúmenes del flujo de
materiales
¿Qué volúmenes de sustrato incluyo en mis planes?
¿Cuán amplio es el radio promedio de los posibles proveedores del sustrato?
¿Cómo es la producción estacional de sustratos?
¿Cuáles son las propiedades de los sustratos previstos?
Decidir sobre la cadena de
suministro del sustrato
¿Qué forma de entrega del sustrato es más eficiente para la planta planeada?
¿Qué tipos de almacenamiento de corto y largo plazo existen en el sitio planeado?
¿Qué formas del tratamiento y medición requeriré?
¿Cuál es el grado de incertidumbre en el precio de compra del sustrato?
Elegir a los proveedores de
biomasa y a los demandantes
de digestato
¿Qué plazos de entrega y estándares de calidad del sustrato tengo que acordar con los
proveedores relevantes de biomasa? (por ejemplo, facturación de la cantidad / volumen de
biomasa entregada)
¿Existe demanda para el digestato?
Transporte del sustrato dentro
de la planta
¿Qué equipo de manipulación / transporte necesitaré en la planta?
¿Qué equipo de transporte / bombeo necesitaré dentro de la planta?
Decidir sobre cómo almacenar
el digestato
¿Qué cantidades de digestato se producirán?
¿Qué método de almacenamiento del digestato es estructuralmente posible?
¿Qué método de transporte del digestato y qué intervalos de aplicación del digestato en campo
son posibles?
- Determinación de las tecnologías de transporte y manipulación
- Definición del área disponible para el almacenamiento de sustrato y digestato en el sitio de la
planta de biogás
- Selección de proveedores de biomasa y demandantes de digestato
- Definición de contratos de suministro y, si fuera posible, contratos de suministros de largo
plazo
Paso 6: Selección de la tecnología
Seleccionar el proceso de
digestión
¿La planta utilizará digestión húmeda o seca o una combinación de ambas?
¿Qué etapas del proceso utilizará la planta? ¿Y a qué temperatura de proceso?
Seleccionar los componentes
de la planta
¿Qué componentes utilizará la planta?
- Equipo de recepción, tratamiento y carga
- Digestor con componentes internos y sistema de agitador
- Tipo de tanque de gas
- Método de almacenamiento de digestato
- Utilización del biogás
Partes involucradas
¿Qué fundos agrícolas y empresas participarán como socios de la red?
¿Qué experiencia tienen las entidades participantes?
¿Qué firmas de instalación y mantenimiento existen en la vecindad cercana?
¿Cuánto saben mi personal y mi socio sobre tratamiento / carga de sustratos o sobre equipo de
transporte / ensilaje?
- Selección de componentes de la planta de última generación y de alto grado, materiales
fáciles de mantener con operación automatizada
Paso 7: Recuperación de la energía proveniente del biogás
Tipo de utilización de biogás
¿Cómo se puede utilizar eficientemente el biogás producido en el sitio?
- Generación combinada de calor y energía (CHP) (por ejemplo, unidad de CHP, micro turbina
de gas, etc.)
- Generación fría por proceso de tri-generación
- Mejoramiento del biogás (des-humidificación y desulfuración) a calidad de gas natural para
alimentarlo a la red pública de gas natural o al micro red de gas
- Procesamiento para convertirlo en combustible de vehículos motorizados
- Recuperación del calor proveniente del biogás
Metas del Paso 7:
- Selección del método de recuperación de la energía proveniente del biogás
227
11.3.3 Evaluación y toma de decisiones
La evaluación y toma de decisiones para un proyecto
de biogás se lleva a cabo de acuerdo a los criterios de
rentabilidad y método de financiamiento (confrontar
Sección 8.2). En el Paso 8 a continuación se puede encontrar una lista de verificación correspondiente:
Evaluación y toma de decisiones
Paso 8: Evaluación y toma de decisiones
Elaborar un presupuesto
detallado de costos
Se puede elaborar un presupuesto detallado de costos en base al procedimiento seleccionado.
El estimado de costos debe permitir el control del presupuesto en todo momento.
Los rubros de costos deben dividirse en los siguientes bloques:
- costos de componentes individuales
- costos del sustrato (entrega 'libre al digestor')
- depreciación
- mantenimiento y reparación
- interés
- seguros
- costos laborales
- costos de financiación / obtención de licencias
- costos de planeamiento / ingeniería
- costos de servicios públicos, costos de conexión a la red
- costos de transporte (si los hubiera)
- gastos generales (teléfono, locales, servicios públicos, etc.)
Los costos de los componentes individuales deben individualizarse. Se debe asignar un monto
preciso a cualquier trabajo que se prevea llevar a cabo ya sea por sí mismo o que se prevea
contratar de terceros.
Posibilidad de subsidio
gubernamental
Aparte del programa de incentivos al mercado y de los préstamos de bajos intereses de KfW
(Banco de Desarrollo Alemán) a nivel federal, existen varios programas de subsidios de los
gobiernos regionales en los distintos estados alemanes.
¿A qué agencias que manejan subsidios debo escribir?
¿Qué requisitos debo cumplir cuando solicito o requiero un subsidio gubernamental?
¿Qué plazos debo cumplir?
¿Qué documentos debo presentar?
Financiamiento
Se debe calcular la posibilidad de financiamiento externo. Hay que obtener el consejo
financiero que ofrecen los bancos. Las estrategias financieras deberían estar sujetas a un
examen minucioso respecto de la situación en que se encuentra el fundo agrícola. Se debe
comparar propuestas de financiamientos.
Metas del Paso 8:
- Preparación de un análisis de rentabilidad, teniendo en cuenta la evaluación de otras ventajas
(por ejemplo, colores, capacidad de fluir del lodo líquido del biogás, etc.)
Consecuencia: posibles contactos con fundos agrícolas (vecinos) para:
- proveerse de sustratos adicionales
- establecer una comunidad de operadores
 Nuevo análisis de rentabilidad como base para la toma de decisiones
228
11.4 Referencias
[11-1]
[11-2]
[11-3]
Görisch, U.; Helm, M.: Biogasanlagen; Ulmer Verlag,
tes, Aditivos para suelos, Medios para cultivo y aditi-
FNR (eds.): Leitfaden Bioenergie – Planung, Betrieb
vos para el Crecimiento de las plantas de acuerdo con
und Wirtschaftlichkeit von Bioenergieanlagen, 2009
los Principios de Buenas Prácticas de Fertilización Pro-
Müller-Langer, F.: Erdgassubstitute aus Biomasse für
fesional (Ordenanza sobre la Aplicación de Fertilizante:
die mobile Anwendung im zukünftigen Energiesystem,
FNR, 2009
[11-4]
BMU: Nutzung von Biomasse in Kommunen – Ein Leitfaden, 2003
[11-5]
Düngeverordnung – DüV)
Directiva UE 1774: Lineamientos sobre la Aplicación del Nuevo
Reglamento (CE) No. 1774/2002 sobre sub-productos
animales
AGFW Arbeitsgemeinschaft Fernwärme e.V. bei der
Landesabfallgesetz: Reglamentos Regionales de los Estados Ale-
Vereinigung Deutscher Elektrizitätswerke e.V. (eds.):
manes sobre la Recolección y Reciclaje de Residuos Or-
Wärmemessung und Wärmeabrechnung. VWEW-Verlag, Frankfurt a. Main 1991
[11-6]
Düngeverordnung: Ordenanza sobre el Mercadeo de Fertilizan-
2006
Technische Information 4, Sicherheitsregeln für Biogasanlagen; Bundesverband der landw. Berufsgenossenschaften e.V.; Kassel 2008
BImSchG: Ley sobre la Prevención de Efectos Adversos
en el Medio Ambiente provocados por la Contamina-
gánicos (Ley Estadual de Disposición de Residuos)
Landeswassergesetz: Reglamentos Regionales de los Estados
Alemanes sobre la Ley de Recursos Hídricos (Ley Estadual del Agua: Landeswassergesetz – LWG)
TA Lärm: Instrucciones Técnicas sobre la Reducción de Ruidos
(Sexto Reglamento Administrativo General sobre la
Ley de Control de la Contaminación)
ción del Aire, Ruido, Vibraciones y Fenómenos Simila-
TA Luft: Instrucciones Técnicas sobre el Control de la Calidad
res (Ley de Control de la Contaminación: Bundes-Im-
del Aire-TA Luft (Primer Reglamento Administrativo
missionsschutzgesetz – BImSchG)
BioabfallV: Ordenanza sobre la Utilización de Bio-residuos en
General sobre la Ley de Control de la Contaminación)
UVPG: Ley de Evaluación del Impacto Ambiental
Terrenos con Propósitos Agrícolas, Silvícolas y Hortíco-
VOB: Procedimientos alemanes para los contratos de construc-
las (Ordenanza sobre Bio-residuos: Bioabfallverord-
ción (Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistun-
nung – BioAbfV)
gen)
BiomasseV: Ordenanza sobre la Generación de Electricidad pro-
Reglamento CE No. 1774/2002: Reglamento del Parlamento Eu-
veniente de la Biomasa (Ordenanza sobre Biomasa: Bio-
ropeo y Consejo Europeo del 3 de octubre de 2002 que
masseverordnung – BiomasseV)
establece las reglas de salud concernientes a los
DIN EN ISO 10628: Diagramas de flujo para plantas de procesamiento - Reglas generales (ISO 10628:1997); versión en
alemán EN ISO 10628:2000
Düngegesetz (DünG): Ley de Fertilizantes
sub-productos animales no destinados a consumo humano.
Wasserhaushaltsgesetz: Ley de Gestión del Agua (Wasserhaushaltsgesetz – WHG)
Düngemittelverordnung: Ordenanza sobre el Mercadeo de Fertilizantes, Aditivos para suelos, Medios para cultivo y
aditivos para el Crecimiento de las plantas (Ordenanza
sobre Fertilizantes: Düngemittelverordnung – DüMV)
229
12
Importancia del biogás como fuente de
energía renovable
en Alemania
12
Desde hace más de 30 años, el debate sobre la política
de energía y la política ambiental en Alemania ha estado impulsado en gran medida por los impactos sobre el medio ambiente relacionados con la energía.
Los esfuerzos sustanciales en Alemania para hacer
avanzar las formas de la energía renovable han llevado a una reducción significativa de las emisiones de
gases perjudiciales al clima. Una contribución importante en este sentido ha sido el suministro y utilización de biogás, especialmente para la generación de
electricidad.
Desde que la Ley de Fuentes de Energía Renovable
(EEG) entró en vigencia en el año 2000, la tasa de producción y utilización del biogás se ha elevado abruptamente, especialmente en la agricultura. En el pasado, ésta fue una tendencia que apoyaron el
programa de incentivos de mercado del gobierno alemán (MAP) y varios programas de promoción de la
inversión en los estados federados. La reforma de la
EEG en 2004 desempeñó un importante rol en la aceleración de la construcción de plantas de biogás. Hizo el
uso de los cultivos energéticos para el suministro de
biogás una propuesta económicamente atractiva, que
ha llevado, entre otras cosas, a la situación presente,
en la cual ya se ha desarrollado un potencial considerable de producción y utilización de biogás. No obstante, todavía hay un potencial apreciable para que se
explote corrientes de material orgánico para la producción de biogás. Así las condiciones están dadas
para ofrecer la perspectiva de una rápida expansión
adicional de la producción y utilización de biogás.
12.1 Producción de biogás como opción para generar energía de la
biomasa
El término 'biomasa' se refiere a materia de origen orgánico que se puede utilizar para suministrar energía.
230
La biomasa incluye la fitomasa y la zoomasa (plantas
y animales, respectivamente) que viven en la naturaleza y los productos residuales que generan (por ejemplo, excremento). Otra materia y desperdicios orgánicos residuales, como la paja y los residuos de los
camales, también se clasifican como biomasa.
La biomasa se subdivide generalmente en cultivos
energéticos, residuos de cosechas, sub-productos y residuos orgánicos. El Capítulo 4 'Descripción de sustratos seleccionados' proporciona más detalles. Estas corrientes de materiales tienen que ponerse primero en
condiciones que permitan la recuperación de energía.
De lejos, en la mayoría de los casos esto requiere un
proceso de transporte. En muchas instancias, la biomasa tiene que sufrir procesamiento mecánico antes
de que se pueda recuperar la energía que contiene. A
menudo también es necesario el almacenamiento para
que los productos de la biomasa respondan a la demanda de energía (Figura 12.1).
A partir de biomasa se puede obtener calor, energía (electricidad) y / o combustible. Se puede utilizar
varias tecnologías para este propósito. Una de éstas es
la combustión directa en plantas apropiadas de combustión, algunas de las cuales permiten la co-generación de calor y energía. Sin embargo, el suministro exclusivo de calor proveniente de fuentes de bio-energía
sólida es la aplicación más típica para generar energía
final / útil de la biomasa.
Adicionalmente, existen muchas otras técnicas y
métodos que se pueden utilizar para hacer que la biomasa esté disponible para satisfacer la demanda de
energía final / útil (Figura 12.1). Es común al respecto
distinguir entre los procesos conversión termo-químicos, físico-químicos y bio-químicos. La generación de
biogás (digestión anaeróbica de sustratos para formar
biogás) es una de las opciones posibles entre los procesos de conversión bioquímicos.
Importancia del biogás como fuente de energía renovable en Alemania
Figura 12.1: Opciones para utilizar biomasa para el suministro de energía final / energía útil
12.2 Rol ecológico y sostenibilidad de
la producción y utilización de biogás
Actualmente se está llevando a cabo muchos proyectos de investigación y evaluación del rol ecológico de
la producción y utilización del biogás. Los resultados
de algunos de estos proyectos ya están disponibles. Se
puede decir en general que la sostenibilidad depende
principalmente de la elección de sustratos, la calidad
(eficiencia y emisiones) de la tecnología de la planta y
la eficiencia del uso del biogás.
En lo que respecta al insumo de sustratos, el material de alimentación que no causa gasto adicional debe
considerarse a menudo como ecológicamente beneficioso. Es por esto que se debería fomentar el uso de dichos sustratos para la generación de biogás. Por ejemplo, la utilización de bosta en el proceso de biogás no
sólo utiliza de manera significativa cantidades inmediatamente disponibles de sustrato, sino que también
evita las emisiones que causaría el almacenamiento
convencional de bosta. Por lo tanto, se debe dar preferencia particular a las mezclas de materiales residuales y desperdicios (por ejemplo, excremento, residuos
de la industria alimentaria), por encima de los cultivos
energéticos dedicados que se produzcan específicamente para este propósito. Sin embargo, en términos
ecológicos, los residuos y los desperdicios también
pueden servir como un suplemento muy beneficioso
para la digestión de los cultivos energéticos.
Con respecto a la tecnología de la planta, se debe
dar gran importancia a evitar emisiones y a lograr altos niveles de eficiencia, es decir, a asegurar que se digiere una gran proporción de biomasa. Si bien dicho
objetivo puede requerir tomar medidas estructurales
y de diseño en el momento de la inversión inicial,
también se debe prestar atención a la manera en la que
se opera la planta de biogás. Se puede hacer lecturas y
análisis detallados posteriores, por ejemplo, a partir
de los informes emitidos como parte del proyectos
IFEU destinado a optimizar la expansión sostenible de
la generación y utilización de biogás en Alemania
[12-1].
Los conceptos sobre la utilización de biogás que
son más beneficiosos son los que convierten la mayor
cantidad posible de energía contenida en el biogás y
que, por encima de todo, actúan como sustitutos para
las fuentes de energía que causan altas emisiones
equivalentes de CO2 , como el carbón y el petróleo.
Por lo tanto, en general, los conceptos que incluyen la
231
Figura 12.2: Emisiones de gas de efecto invernadero (kg CO2 equivalente a/kWhel) provenientes de las plantas de biogás modelo
comparadas con mezclas de electricidad en Alemania [12-5]
co-generación de calor y energía, con el máximo uso
posible del calor disponible, son más ventajosos que
otras opciones de utilización. En la mayor medida posible, la recuperación del calor debería reemplazar los
combustibles fósiles como fuente de generación de calor. Especialmente en el caso de plantas de biogás relativamente grandes, esto puede no ser posible debido,
por ejemplo, a que la planta no está bien situada conveniente. En dichos casos, una opción para reducir el
impacto ambiental es mejorar el biogás hasta obtener
una calidad de gas natural y alimentarlo a una ubicación en donde haya demanda de calor durante todo el
año y donde pueda ocurrir la conversión.
La Figura 12.2 , como ejemplo, contrasta las emisiones de gas de efecto invernadero (GEI) de la generación de energía del biogás en varias plantas de biogás con las emisiones de gas de efecto invernadero de
la matriz de energía de Alemania (2005) [12-5]. Las
plantas en este cálculo son plantas modelo de biogás,
que presumiblemente utilizan ya sea sólo cultivos
energéticos o una mezcla de cultivos energéticos y
bosta como material de alimentación para producir el
biogás. Las emisiones de GEI se proporcionan en kilogramos de dióxido de carbono equivalente por kilowatt-hora de electricidad generada. El cultivo de
232
plantas que producen energía normalmente se asocia
con emisiones adicionales relevantes al clima (como
el óxido nitroso o el amoníaco), mientras que, allí
donde se usa bosta para la recuperación de energía en
las plantas de biogás, también se evita emisiones que
pueden tomarse en cuenta. Por lo tanto, se debe dar
preferencia a explotar el potencial económico que
puede surgir del aprovechamiento del excremento
animal y de la materia residual de plantas de fuentes
agrícolas. Gracias a los créditos para emisiones que se
evitan como resultado de digerir la bosta en oposición a almacenar bosta no tratada, las emisiones de
gas de efecto invernadero declinan en la matriz de
energía en Alemania a medida que se incrementa la
proporción de bosta en el material de alimentación.
De la misma manera, se reduce los gases de efecto invernadero en comparación con el almacenamiento
convencional de bosta (sin que se utilice en una
planta de biogás, la bosta también tiene un efecto que
estabiliza el proceso) [12-1]. Como digestato puede
utilizarse en tanto sustituto de fertilizante mineral, y
así califica para créditos a los fertilizantes, lo que
tiene un impacto igualmente positivo en el balance de
gases de efecto invernadero.
Los resultados muestran que las emisiones de gas
de efecto invernadero pueden evitarse produciendo
energía a partir de biogás como sustituto a las fuentes
convencionales de energía (en Alemania, éstas son
principalmente energía nuclear y energía de carbón o
lignito). Sin embargo, primero que nada, ello depende
de cómo se administra la planta de biogás.
En lo que respecta a una evaluación de los datos
calculados como parte de un balance ecológico, también debe afirmarse que los datos de entrada para los
cálculos a menudo están sujetos a un alto gran de incertidumbre y, en consecuencia, no son directamente
válidos para una aplicación práctica específica. Adicionalmente, en la mayoría de los casos no sólo son
cruciales las cifras absolutas, sino que usualmente es
necesario comparar las diferencias entre varias opciones para producción y utilización de biogás para poder realizar la evaluación. Actualmente se realiza mediciones en las plantas modernas de biogás para
mejorar significativamente el inventario subyacente
de datos, con la consecuencia de que en el futuro la
confiabilidad de dicha estadística será considerablemente mayor.
12.3 Condición actual de la producción
y utilización en Alemania
Esta sección se refiere a la condición de la producción
y utilización de biogás en Alemania a marzo de 2010.
Las descripciones se relacionan con plantas de biogás
y no incluyen rellenos sanitarios ni plantas de gas de
desagüe.
12.3.1 Número y capacidad de las plantas
El número de las plantas de biogás en Alemania ha
crecido continuamente desde que entró en vigencia la
Ley de Fuentes de Energía Renovable (EEG). En consecuencia, esta Ley debería verse como un instrumento exitoso para el sector de biogás. Sobre todo ha
contribuido a esta tendencia positiva la creación de un
marco confiable a largo plazo. La reforma de la EEG
en 2004 fue particularmente significativa pues se incluyó en la ley la promoción del uso de cultivos energéticos en plantas de biogás. Figura 12.3 La Figura
12.3 ilustra que el número de plantas ha crecido notoriamente desde 2004, al igual que la capacidad eléctrica promedio instalada de cada planta. El mayor uso
de los cultivos energéticos ha abierto la vía para este
incremento en la capacidad promedio de las plantas
de biogás. A finales de 2008, la capacidad promedio
de una planta de biogás era aproximadamente de 350
kWel (como comparación, la cifra para 2004 fue de 123
kWel [12-3]). Para finales de 2009, la capacidad promedio de una planta en Alemania se había elevado a 379
kWel [12-7]. En contraste con plantas de antes de la reforma de la EEG en el 2009, las plantas construidas recién en 2009 estaban en el orden de < 500 kWel. La mayoría de plantas nuevas están en un rango de
capacidad entre 190 y 380 kWel.
A finales de 2009, había alrededor de 4.900 plantas
de biogás con una capacidad eléctrica instalada de
aproximadamente 1.850 MWel. En comparación con la
tasa de construcción más bien lenta de nuevas plantas
de biogás en 2008, las nuevas construcciones se dispararon en 2009, sumando unas 900 nuevas plantas con
una capacidad instalada de alrededor de 415 MWel.
Esto se puede atribuir en gran medida a la reforma de
la EEG en 2009 y a las tasas significativamente mejores
de remuneración para electricidad generada a partir
de biogás. Consecuentemente, la tendencia observable es muy similar a la que siguió a la reforma de la
EEG en 2004. La cantidad potencial de energía generada proveniente de biogás en 2009 se estima aproximadamente en 13,2 TW por horael1 [12-3]. Concediendo que la construcción de nuevas plantas en 2009
se distribuyó a lo largo del año, el nivel real de generación de energía a partir de biogás probablemente es
menor, y sería razonable asumir una producción de
aproximadamente 11,7 TWhel2 [12-3]. Esto es equivalente a aproximadamente 2% de la generación total de
energía bruta en Alemania que, de acuerdo con estimados provisionales, llegó a 594,3 TW por horael
[12-2] en 2009.
La Tabla 12.1 presenta el número de planta de biogás en operación en cada uno de los estados federados
y en Alemania en conjunto a finales de 2009, así como
la capacidad eléctrica instalada total y la capacidad
promedio por planta. Los datos se originan en un estudio de los ministerios de agricultura y / o medio ambiente, las cámaras de agricultura y los institutos de
investigación agrícola de los respectivos estados.
El alto promedio de capacidad eléctrica de las
plantas de Hamburgo se atribuye a la planta de
bio-residuos instalada en esa localidad con una capacidad de 1 MWel. No se registró plantas de biogás para
1. Generación potencial de energía en base a un promedio de 7.500
horas de carga completa por año, sin tener en cuenta la fecha de
puesta en marcha de nuevas plantas.
2. Para estimar la cantidad real de energía generada a partir del
biogás, se asumió los siguientes supuestos: 7.000 horas de carga
completa para plantas en operación antes del final de 2008; 5.000
horas de carga completa para plantas nuevas en la primera mitad
de 2009; y 1.600 horas de carga completa para nuevas plantas en la
segunda mitad de 2009.
233
Figura 12.3: Crecimiento en la construcción de plantas de biogás en Alemania hasta 2009 (número de plantas diferenciadas por
clase de capacidad y capacidad eléctrica instalada de las plantas en MWel) [12-3]
Tabla 12.1: Distribución regional de plantas de biogás en operación en Alemania en 2009 y capacidad eléctrica instalada de las
plantas (encuesta a institucionales estaduales realizada en 2010) [12-3]
Estado federado
Baden-Wurtemberg
Bavaria
Berlín
Brandenburgo
Número de plantas de biogás
en operación [unidades]
Capacidad instalada
total [MWel]
Capacidad promedio por
planta [kWel]
612
161,8
264
1.691
424,1
251
0
0
0
176
112,0
636
Bremen
0
0
0
Hamburgo
1
1,0
1.000
Hesse
97
34,0
351
156 (215)
116,9
544
Mecklemburgo - Pomerania
Occidentala
Baja Sajonia
900
465,0
517
Renania del Norte - Westfalia
329
126,0
379
Renania - Palatinado
98
38,5
393
Sarre
9
3,5
414
Sajonia
167
64,8
388
Sajonia - Anhalt
178
113,1
635
Schleswig - Holstein
275
125,0
454
Turingia
140
70,3
464
4.888
1.853
379
Total
a. Número de sitos operativos, con parques de plantas que se combinan y cuentan como un solo sitio debido a una metodología modificada de recolección
de datos La cifra en paréntesis es el número estimado de plantas de biogás
234
Figura 12.4: Capacidad eléctrica instalada en relación con el área de terreno agrícola [kWel/1.000 de terreno agrícola] en los
estados federados alemanes (según los datos de [12-3], [12-6])
los estados de las ciudades de Berlín y Bremen, aparte
de plantas de tratamiento de aguas servidas con utilización del gas que generan.
La Figura 12.4 muestra la capacidad eléctrica instalada en relación con el área de terreno agrícola
[kWel/1.000 ha] en cada estado federado.
Adicionalmente, a finales de 2009, había unas 31
plantas en operación que alimentaban biogás a la red
de gas natural con una capacidad de gas instalada que
totalizaba aproximadamente 200 MW. El nivel real de
inyección de gas a la red de gas natural en 2009 se estimó en aproximadamente 1,24 TW por hora, debido a
que se tenía que tener en cuenta las distintas fechas de
puesta en marcha y grados de utilización de la capacidad en distintas plantas. Más aún, en algunos sitios de
plantas, en vez de que se alimente el biogás en la red
de gas natural, se convierte en electricidad in situ,
mientras que en una planta el biogás se usaba directamente como combustible para vehículos. Se espera
que se ponga en marcha más plantas que alimentan
biogás.
12.3.2 Uso y tendencias del biogás
La reforma de la EEG en 2009 introdujo incentivos significativos para la expansión de capacidad de produc-
ción de biogás. Dada a estructura tarifaria establecida
en la EEG, se espera que haya nuevamente una tendencia más fuerte hacia plantas de biogás relativamente pequeñas (< 150 kWel), aunque también se continuará con la construcción de nuevas plantas de
biogás más grandes. La generación de electricidad de
biogás / bio-metano luego de la transmisión a través
de la red de gas natural seguirá siendo una prioridad
clave.
En plantas de biogás en donde se prevé generar
energía eléctrica, se está haciendo más importante en
términos de la eficiencia energética y de la rentabilidad
económica utilizar el calor proveniente de las unidades
de CHP de manera práctica, si es posible sin desperdicio. Salvo que exista un sumidero de calor potencial en
la vecindad inmediata de la planta, la unidad de CHP
se puede instalar cerca de donde se utilizará el calor. La
unidad de CHP puede ya sea alimentarse por medio de
la red de gas natural con biogás que mejorado hasta alcanzar calidad de gas natural (incluyendo la remoción
de dióxido de carbono), o alimentarse con biogás deshidratado y desulfurado por micro-redes de gas.
Probablemente se generalizará el mejoramiento del
biogás hasta alcanzar calidad de gas natural para inyectarlo en una red. Aparte de la generación de energía, también se podrá usar el bio-metano disponible
para suministrar calor y combustible para vehículos a
235
motor. Esta flexibilidad de uso potencial es una ventaja importante para el bio-metano respecto de otras
fuentes de energía. En lo que se refiere al suministro
de calor (aparte de pequeñas plantas de tratamiento
de agua residual donde se usa el biogás en procesos
industriales para proveer calor de procesos), los desarrollos futuros dependerán en gran medida de la voluntad de los clientes de comprar bio-metano, que es
ligeramente más caro que el gas natural y de cualquier
cambio futuro del marco legal. Con respecto a la utilización como combustible vehicular, las tendencias futuras están relacionadas con un esfuerzo de la industria de gas alemana para sustituir el 10% del gas
natural vendido como combustible para vehículos con
bio-metano para el año 2010, y esta cifra se elevaría al
20% desde el 2020 en adelante.
El uso de los cultivos energéticos como un sustrato
es una práctica común en 91% de todas las plantas de
biogás agrícolas [12-3]. En términos de volumen, el
maíz de ensilaje domina el mercado entre los cultivos
energéticos (ver también Figura 12.6), aunque casi todas las plantas de biogás utilizan varios cultivos energéticos diferentes al mismo tiempo, incluyendo, por
ejemplo, ensilaje de cereal de todo el cultivo, ensilaje
de pasto o granos cerealeros.
12.3.3 Sustratos
En Alemania, la mayoría de los sustratos de base utilizados actualmente –en términos de masa de sustrato–
comprenden excremento y cultivos de biomasa dedicados. Esto resulta de la encuesta del año 2009 entre
operadores sobre el uso de insumo de sustrato basado
en masa (masa fresca) en plantas de biogás. El resultado se basa en las respuestas proporcionadas en 420
cuestionarios y se muestran en la Figura 12.5 [12-3].
De acuerdo con esta encuesta, en términos de masa, el
43% del sustrato es excremento y el 41% son cultivos
energéticos, mientras que la proporción de bio-residuos es aproximadamente 10%. Debido a distintas regulaciones vigentes en Alemania, los bio-combustibles se tratan sobre todo en plantas de digestión
especializadas en residuos. Con alrededor del 6%, los
residuos industriales y agrícolas constituyen la proporción más pequeña de los sustratos utilizados. El
uso de los residuos agrícolas no se ha elevado tal
como se esperaba, a pesar de que las nuevas disposiciones en la EEG de 2009 establecen que se puede suministrar algunos residuos agrícolas seleccionados
(confrontar EEG de 2009, Anexo 2, Sección V) a plantas de biogás sin que esto cause la pérdida del bono de
los cultivos energéticos.
En términos del contenido energético, los cultivos
energéticos son actualmente el tipo dominante de sustrato en Alemania. Esto hace que Alemania sea uno
de los países europeos que obtienen más producción
energética primaria de biogás de fuentes (como plantas agrícolas distribuidas) que no producen gas a partir de rellenos sanitarios ni desagües [12-4] (tomando
2007 como año de referencia).
236
Figura 12.5: Insumo de sustrato basado en masa en plantas
biogás (encuesta a operadores 2009) [12-3]
Figura 12.6: Uso de cultivos energéticos basados en masa
como sustrato en plantas de biogás (encuesta a operadores
2009) [12-3]
Desde 2004 es cada vez más frecuente que las plantas funcionen exclusivamente con cultivos energéticos
sin excremento ni otros co-sustratos. Gracias al uso de
ayudas para la digestión, como las mezclas de oligo-
elementos, ahora es posible mantener una operación
microbiológicamente estable.
En el Capítulo 4 se proporciona detalles de los distintos sustratos, Descripción de sustratos seleccionados.
12.4 Potencial
La determinación del potencial presente para la producción de biogás y el pronóstico de la producción futura depende de una serie de factores. En el sector
agrícola, los factores que determinan el potencial incluyen las condiciones económicas generales prevalecientes, la estructura de los cultivos y la situación alimentaria mundial. Existen muchas áreas diferentes
que compiten por biomasa proveniente de la agricultura, que van desde la producción de alimentos (incluyendo alimentos para animales) hasta la utilización
para la producción de materiales o la generación de
energía, la cual, a su vez, tiene varias vías de conversión que compiten entre sí. De manera similar, se dispone de una amplia variedad de vías de utilización
del material o rutas de recuperación de energía para
residuos de la agricultura, de las autoridades municipales y de la industria. En consecuencia, los pronósticos probablemente difieran sustancialmente, dependiendo de los supuestos en que se basen.
12.4.1 Potencial técnico de la energía primaria
Se puede producir biogás a partir de una amplia gama
de diferentes flujos de materiales. Por lo tanto, esta
sección examina los potenciales técnicos de la energía
primaria de varias corrientes materiales en consideración así como los potenciales de degeneración técnica
correspondiente (suministro de energía y / o calor) y
potenciales de energía final1 (es decir, la energía final
disponible para uso en el sistema de energía) con referencia a las distintas fracciones potencialmente utilizables de biomasa. Los sustratos se han dividido en
los siguientes grupos:
- residuos municipales
- residuos industriales
- residuos de cosecha y excremento
- cultivos energéticos: cultivados en un área de
aproximadamente 0,55 millones de hectáreas en
Alemania (2007) para la producción de biogás,
como potencial mínimo
- cultivos energéticos: cultivados en un área total de
1,15 millones de hectáreas en Alemania (2007) / 1,6
millones de hectáreas (2020) para producción de
biogás, como potencial máximo.
El potencial técnico de energía primaria en Alemania
para biogás proveniente de los residuos municipales y
de residuos industriales se calcula en 47 PJ/a y 13 PJ/a
respectivamente (Figura 12.7). De lejos, el mayor potencial en el presente y de acuerdo con los pronósticos
actuales también en el futuro debe encontrarse en el
sector agrícola (incluyendo residuos de cosecha y excremento), a pesar de que la tendencia prevista es de
un ligero declive de 114 PJ/a en 2007 a 105 PJ/a en
2020. Existen variaciones significativamente más amplias del potencial de biogás en áreas utilizadas para
cultivos de biomasa dedicados, ya que la superficie
disponible para producir cultivos energéticos puede
competir con otras opciones de utilización (relacionadas a la energía). Por lo tanto, se muestra tanto una cifra mínima como una máxima para el potencial de
biogás proveniente de los cultivos energéticos.
En 2007, en Alemania, el potencial técnico de energía primaria de cultivos energéticos producidos exclusivamente para la producción de energía fue aproximadamente 86 PJ/a, con un área sembrada de
alrededor de 0,55 millones de hectáreas solamente
para producción de biogás.2 Si se asume que se dispone de un máximo de 1,15 millones de hectáreas
para producción de biogás, este potencial se eleva en
102 PJ/a para 2007.
Asumiendo que en 2020 haya aproximadamente
1,6 millones de hectáreas de área de cultivo disponible
para su utilización en biogás y que haya un incremento anual del 2%, se puede esperar que el potencial
técnico de energía primaria de cultivos de biomasa
1. El potencial técnico de una fuente de energía renovable es la
proporción del potencial teórico del que se dispone para su
utilización luego de que se haya establecido una provisión para la
restricción técnica existente. Además, generalmente es necesario
tener en cuenta las restricciones estructurales y ecológicas (por
ejemplo, las reservas o áreas naturales designadas para la
conformación de redes planificadas de biotopos en Alemania) y los
requisitos legales (por ejemplo, si los residuos orgánicos que
plantean potenciales preocupaciones de salud se pueden usar en
las plantas de biogás), porque, a la larga, estas restricciones a
menudo son imposibles de superar, de manera similar a las
restricciones (exclusivamente) técnicas. Con respecto a la cantidad
de referencia para la energía, se puede hacer una distinción entre
las siguientes:
· potencial técnico de energía primaria (por ejemplo, la biomasa
disponible para la producción de biogás),
· potencial técnico de producción (por ejemplo, biogás en el
producto de una planta de biogás),
· potencial técnico de energía final (por ejemplo, energía eléctrica
de plantas de biogás en el usuario final) y
· potencial técnico de energía final (por ejemplo, energía del aire
caliente de un secador de pelo energizado por energía eléctrica
proveniente de una planta de biogás).
2. En aras de la simplicidad, el cálculo del potencial de biogás para
cultivos energéticos asume que se planta maíz en el suelo. En la
práctica, se utiliza una mezcla de cultivos energéticos en las plantas
de biogás (ver Capítulo 12.3.3); la proporción de maíz en el
material de cultivos energéticos para alimentar las plantas de
biogás es de aproximadamente 80% (de la masa fresca).
237
Figura 12.7: Potencial técnico de la energía primaria respecto del biogás en Alemania en 2007 y 2020.
dedicados a la producción de biogás sea en total 338
PJ/a.
Con respecto a cuánto del potencial de biogás se
utiliza realmente, se asume que se utilizó 108 PJ
aproximadamente para la producción de biogás en
2007. Esto es equivalente a aproximadamente 42% del
potencial de biogás previsto basado en uso mínimo de
cultivos energéticos (0,55 millones de hectáreas) y a
aproximadamente 30% basado en un uso máximo de
cultivos energéticos (1,15 millones de hectáreas).
dades de calor y energía combinados (CHP), el potencial demostrado de producción se puede utilizar para
calcular una producción potencial de electricidad y, de
este modo, un potencial técnico de energía final de un
máximo de 137 PJ/a para 2007. Si para el 2020 se
asume una eficiencia eléctrica promedio de 40%, los
estimados actuales apuntan a un potencial máximo
técnico de energía final de 201 PJ/a.
12.4.2 Potencial técnico de la energía final
Con una eficiencia de conversión del 90% para el suministro de calor solamente, para el 2007 se calcula
una producción potencial de calor o potencial de energía final de 325 PJ/a. Si, por otro lado, se asume que el
biogás se usa exclusivamente en unidades de CHP
para co-generación de calor y energía y se asume adicionalmente que la eficiencia térmica es de 50%, el potencial técnico de energía final para el calor solamente
se calcula en 181 PJ/a en 2007.
Los potenciales de producción descritos anteriormente se pueden convertir en calor y / o electricidad.
Los potenciales de producción identificados a continuación describen el calor / energía producible sin
considerar las restricciones por el lado de la demanda,
así como los potenciales de energía final con consideración de restricciones por el lado de la demanda. Por
lo tanto, los potenciales de energía final reflejan más
exactamente la contribución de la producción y utilización de biogás para satisfacer la demanda de energía final o útil.
12.4.2.1 Generación de energía
Dada una eficiencia de conversión de alrededor de
38% para la generación de energía en motores o uni238
12.4.2.2 Suministro de calor
12.5 Panorama
Los potenciales técnicos para la producción de biogás
en Alemania, que están en gran medida en el sector
agrícola, siguen siendo considerables y de relevancia
en la industria de la energía. Aunque la gran expansión de la producción y utilización de biogás en años
recientes ha llevado a una reducción significativa en
los potenciales que todavía están disponibles, tan es
así que la búsqueda de sitios para plantas de biogás
se ha hecho más difícil en algunos casos, existe, de todos modos, todavía potencial disponible en el sector
agrícola para permitir una expansión adicional del
uso de biogás. La utilización de biogás como fuente
de energía ha mejorado claramente en años recientes
como resultado del efecto de los incentivos de la Ley
de Fuentes de Energía Renovable relativas a la utilización de calor residual (CHP), en tal medida que
hoy en día, además de la energía eléctrica, más de
una tercera parte de la energía calorífica disponible
contribuye a la sustitución de fuentes de energía fósiles. En particular, ahora es raro construir una nueva
planta sin que tenga un concepto integral de utilización de calor. No obstante, las plantas más antiguas
todavía tienen un potencial relevante de calor residual no utilizado; se debería hacer esfuerzos en el futuro para explotar este potencial.
La tecnología de planta utilizada para aprovechar
estos potenciales ha alcanzado ahora un estándar muy
alto (en línea con los mayores requisitos impuestos
por las autoridades regulatorias) que a menudo soporta la comparación con plantas industriales en otros
sectores. Las plantas se han hecho significativamente
más confiables y seguras de operar. Los informes regulares en la prensa sobre accidentes en plantas de
biogás pueden atribuirse más probablemente al hecho
de que ahora hay un gran número de plantas de biogás en Alemania y a que algunas de ellas no han sido
construidas de acuerdo con los requisitos usuales, y
no porque esto tenga algo que ver con la calidad de la
planta promedio. Todavía hay espacio para que se
mejore la mayoría de los componentes del sistema. A
menudo debería hacerse dichas mejoras con respecto
a la eficiencia de las plantas.
Fundamentalmente la producción y utilización de
biogás es preferible en términos ecológicos al uso de
combustibles fósiles como medio de suministro de
energía. Las ventajas son particularmente claras allí
donde se puede convertir residuos y materiales de desecho en biogás sin gasto adicional. Teniendo eso en
mente, se debería prestar atención especial a utilizar el
biogás eficientemente y tan completamente como sea
posible.
El número de plantas de biogás en operación se ha
incrementado en más de cinco veces en Alemania a lo
largo de los últimos diez años. La capacidad total de
las plantas se elevó desde aproximadamente 45 MWel
en 1999 a 1.853 MWel para finales de 2009, y la capacidad eléctrica promedio instalada se incrementó de 53
a 379 kWel. Se puede asumir que esta tendencia continuará, aunque a una tasa algo más reducida.
Aunque es cierto que todavía hay temas de optimización que resolver, la producción y utilización de
biogás es una tecnología madura y comercializable. Se
puede ver como una opción muy prometedora para el
aprovechamiento de fuentes de energía renovable que
harán una contribución creciente a los suministros de
tecnología sostenible en los años venideros, así como a
una reducción en las emisiones de gases con efecto invernadero. Esta Guía tiene como fin promover esta
tendencia.
239
12.6 Referencias
[12-1]
Vogt, R. et al.: Optimierung für einen nachhaltigen
Ausbau der Biogaserzeugung und -nutzung in Deutschland. IFEU, Heidelberg (Koordinator) und IE, Leipzig, Öko-Institut, Darmstadt, Institut für Landschaftsarchitektur und Umweltplanung, TU Berlin, S. Klinski,
Berlin, sowie im Unterauftrag Peters Umweltplanung,
Berlin. Proyecto de Investigación para el Ministerio Federal de Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza
y Seguridad Nuclear (BMU). Informe final con volumen importante (volumen A – volumen Q), Heidelberg
2008. www.ifeu.de; www.erneuerbare-energien.de
[12-2]
AGEB - Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V.:
Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2008, Berlín,
01/2009
http://www.ag-energiebilanzen.de/viewpage.php?
idpage=118 (as at: 4 de agosto de 2009)
[12-3]
Thrän, D. et al.: Monitoring zur Wirkung des Erneuerbare-Energien-Gesetztes (EEG) auf die Entwicklung
der Stromerzeugung aus Biomasse. Interim report 'Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse 2008',
March 2009; Deutsches Biomasseforschungszentrum
gemeinnützige GmbH in cooperation with Thüringer
Landesanstalt für Landwirtschaft on behalf of the
Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation
and
Nuclear
Safety;
FKZ:
03MAP138;
http://www.erneuerbare-energien.de/inhalt/
36204/4593/ (as at: 4 de agosto de 2009)
[12-4]
BARÓMETRO DEL BIOGÁS – JULIO DE 2008;
http://www.eurobserv-er.org/downloads.asp (as at: 20
de agosto de 2009)
[12-5]
Majer, S., Daniel, J.: Einfluss des Gülleanteils, der Wärmeauskopplung und der Gärrestlagerabdeckung auf
die Treibhausgasbilanz von Biogasanlagen. KTBL conference 'Ökologische und ökonomische Bewertung
nachwachsender Energieträger', 8/9 setiembre 2008,
Aschaffenburg
[12-6]
Statistisches Bundesamt: Bodenfläche (tatsächliche
Nutzung). Deutschland und Bundesländer. GENESIS-ONLINE Datenbank.
www.genesis.destatis.de/genesis/online
240
1
Glosario
alimentación de sólidos
Método de cargar sustratos no bombeables o mezclas de sustratos directamente al digestor.
almacén de gas [4]
Habitación o área en la que se ubica el tanque de almacenamiento de gas4.
amoníaco (NH3)
Gas nitrogenado proveniente de la degradación de compuestos que contienen nitrógeno como
proteínas, urea y ácido úrico.
atmósfera potencialmente
explosiva[4]
Área en la que puede formarse una atmósfera explosiva debido a condiciones locales y
operativas.
bio-degradación [5]
División de materia orgánica, por ejemplo, residuos de plantas y animales, en compuestos más
simples por acción de microorganismos.
biogás [1]
Producto gaseoso como consecuencia de la digestión, compuesto principalmente por metano y
dióxido de carbono, pero que, dependiendo del sustrato, también puede contener amoniaco,
sulfuro de hidrógeno, vapor de agua y otros constituyentes gaseosos o vaporizables.
calor y energía combinados (co- Conversión simultánea de energía insumo en energía eléctrica (o mecánica) y calor para usos
generación)
relacionados con la energía (calor útil).
co-sustrato [1]
Material crudo para digestión aunque no el material crudo que es responsable del mayor
porcentaje de la corriente de material a ser digerido.
comercialización
Ofrecimiento en venta, colocación en inventario o cualquier forma de distribución de productos
a otros; término empleado en la Ordenanza sobre Fertilizantes (DüMV) y otros.
condensado
Biogás producido en el digestor. Se satura con vapor de agua y se debe deshidratar antes de
utilizarlo en una unidad de CHP. La condensación se logra ya sea por medio de un tubo
subterráneo apropiado en un separador de condensado o por secado del biogás.
contenido de materia seca (Dry
matter, o DM, en inglés)
Contenido libre de humedad de una mezcla de sustancias luego del secado a 105 °C. También se
conoce como contenido de sólidos totales.
contenido de sólidos volátiles
(VS)
El contenido de sólidos volátiles de una sustancia es el residuo después de eliminar el contenido
de agua y la materia inorgánica. Queda determinado por el secado a 105 °C y posterior
conversión en cenizas a 550 °C.
cultivos energéticos [5]
Término colectivo para la biomasa utilizada con propósitos relacionados con la energía (no con
el forraje ni el alimento).
Como regla general, son materias primas agrícolas como el maíz, la remolacha, el pasto, el sorgo
o centeno verde que se ensilan antes de utilizarse para propósitos energéticos.
degradabilidad anaeróbica [1]
Grado de conversión microbiana de sustratos o co-sustratos, generalmente expresado como
potencial de generación de biogás.
desulfuración
Método físico-químico, biológico o combinado de reducir el contenido de sulfuro de hidrógeno
del biogás.
digestato
Residuo sólido o líquido proveniente de la producción de biogás que contiene constituyentes
orgánicos e inorgánicos.
digestor (reactor, tanque de
digestión) [4]
Recipiente en el que se degrada microbiológicamente un sustrato y se genera biogás.
dióxido de azufre (SO2) [5]
Gas de olor acre, picante e incoloro. En la atmósfera, el dióxido de azufre está sujeto a una serie
de procesos de conversión que pueden dar como resultado la formación de varias sustancias
incluyendo ácido sulfuroso, ácido sulfúrico, sulfitos y sulfatos.
241
dióxido de carbono (CO2) [5]
Gas incoloro, no combustible, de olor ligeramente ácido, intrínsecamente no tóxico que
conforma junto con el agua el producto final de todos los procesos de combustión;
en concentraciones de 4 - 5% en el aire tiene un efecto de adormecimiento, mientras que
concentraciones de 8% o más pueden causar la muerte por asfixia.
domo de gas [4]
Cubierta de un digestor para recolectar y extraer el biogás.
emisiones
Sustancias gaseosas, líquidas o sólidas que entran en la atmósfera proveniente de una planta o
proceso técnico. También incluye el ruido, la vibración, la luz, el calor y la radiación.
ensilaje
fuente de energía final
Material de planta conservado por fermentación de ácido láctico.
[7]
fuente de energía primaria [7]
Una fuente de energía final es la forma de energía utilizada por el usuario final, donde la energía
final es el contenido energético de la fuente de energía final o de los flujos correspondientes de
energía. Son ejemplos el petróleo para calefacción en el tanque de petróleo del usuario final, la
astillas de madera antes de cargarlas en un horno, la energía eléctrica en un hogar, o la
calefacción distrital en una estación de transferencia de un edificio. Se deriva de fuentes / formas
de energía secundaria o a veces primaria, menos las pérdidas de conversión, las pérdidas de
distribución, la energía consumida para la conversión en energía final, y el consumo no
relacionado con la energía. La energía final se convierte en energía útil.
Materiales o campos de energía que no se han sometido a la conversión técnica y de los que se
puede obtener energía secundaria o transportadores de energía secundaria ya sea directamente
o a través de una o más etapas de conversión (por ejemplo, carbón, lignito, petróleo crudo,
biomasa, energía eólica, radiación solar, energía geo-térmica).
fuente de energía secundaria [7] Fuente de energía disponible gracias a la conversión, en instalaciones técnicas, de las fuentes de
energía primarias u otras fuentes o formas de energía secundarias; por ejemplo, gasolina,
petróleo para calefacción, energía eléctrica. Sufren pérdidas por conversión y distribución entre
otros.
grado de degradación [1]
La medida en que la concentración inicial de materia orgánica en el sustrato se reduce como
resultado de la degradación anaeróbica.
higienización
Paso adicional de un proceso que puede requerirse para eliminar patógenos / fitopatógenos
(desinfección).
(ver también Ordenanza sobre Bio-residuos o Reglamento [CE] 1774/2002)
horas de carga completa
Periodo de utilización plena de la capacidad de una planta; las horas totales de uso y el factor de
utilización promedio a lo largo de un año se convierten a un factor de utilización del 100%.
manejo de residuos [2]
De acuerdo con la Ley de Manejo de Residuos y Reciclaje de Productos (KrW-AbfG), el manejo
de residuos comprende el reciclaje y disposición de residuos.
metano (CH4) [8]
Gas incoloro, inodoro y no tóxico. Los productos de su combustión son el dióxido de carbono y
el agua.
El metano es uno de los gases de efecto invernadero más importantes y es el constituyente
principal del biogás, del gas producto de tratamiento de aguas servidas, del gas de rellenos
sanitarios y del gas natural. En concentraciones de 4,4 volúmenes % o más en el aire forma un
mezcla de gas explosiva.
microorganismos anaeróbicos [3] Microorganismos que crecen en ausencia de oxígeno; para algunos, la presencia de oxígeno
puede ser letal.
óxido de nitrógeno [8]
Los gases monóxido de nitrógeno (NO) y dióxido de nitrógeno NO2) se conocen conjuntamente
como Ox (óxidos de nitrógeno). Se forman en todos los procesos de combustión como compuesto
del nitrógeno y oxígeno atmosféricos, pero también como resultado de la oxidación de
componentes nitrogenados contenidos en el combustible.
planta de biogás [4]
Planta diseñada para la producción, almacenamiento y utilización de biogás, incluyendo todo el
equipo y estructuras requeridos para la operación de la planta; el gas se produce por la digestión
de materia orgánica.
preparación
Paso del proceso para el tratamiento de los sustratos o digestatos (por ejemplo, triturado,
remoción de sustancias interferentes, homogeneización, separación de sólidos / líquidos).
Proporción de C:N [6]
Proporción de masa de carbono total a nitrógeno total en la materia orgánica; factor
determinante en la bio-degradación.
residuos, general
Residuos provenientes de la producción o el consumo que el usuario descarta, tiene previsto
descartar o está obligado a descartar.
siloxanos [9]
Compuestos orgánicos de silicona, es decir compuestos de los elementos silicona (Si),
oxígeno(O), carbono (C) e hidrógeno (H).
sulfuro de hidrógeno (H2S) [4]
Gas incoloro altamente tóxico con olor a huevos podridos. Puede ser fatal incluso en bajas
concentraciones. A partir de una cierta concentración el sentido del olfato deja de funcionar y ya
no se percibe el gas.
sustrato [1]
Materia prima para la digestión o fermentación.
242
Glosario
tanque de almacenamiento de
digestato (estanque de bosta
líquida) [4]
Tanque o estanque en el que se almacena bosta líquida, lodo líquido o sustrato digerido para su
uso posterior.
tanque de almacenamiento de
gas [4]
Recipiente a prueba de fugas de gas o paquete de láminas o planchas plásticas en el que se
alacena temporalmente el biogás.
tasa de carga orgánica [1]
Cantidad de sustrato alimentado a una planta de digestión por día para un volumen dado del
digestor (unidad: kg VS/ (m³ ·d))
tasa de procesamiento
Dependiendo de la definición, se trata de una tasa de flujo volumétrica o una tasa de flujo de
masa.
tiempo de retención [1]
Tiempo de permanencia promedio del sustrato en el digestor. También se conoce como tiempo
de residencia.
trampa de grasa
Instalación para la separación física de aceites y grasas orgánicos no emulsionados contenidos
en (por ejemplo) los restos de comidas de restaurantes, cocinas de comedores, camales y plantas
de procesamiento en la industria cárnica y de pescado, fábricas de margarinas y molinos de
plantas oleaginosas (confrontar DIN 4040).
tratamiento anaeróbico [1]
Proceso bio-tecnológico en ausencia de aire (oxígeno atmosférico) con el objetivo de degradar
materia orgánica para obtener biogás.
unidad de calor y energía
combinados (CHP)
Unidad para la conversión de la energía químicamente enlazada en energía eléctrica y térmica
sobre la base de un motor de combustión interno acoplado a un generador.
Valor U (anteriormente valor
K)[8]
Medida del flujo de calor a través de un metro cuadrado de un elemento de construcción a una
diferencia de temperatura de 1 grado Kelvin. Cuanto menor sea el valor U, menores serán las
pérdidas de calor.
Fuentes:
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
VDI Guideline [Lineamiento VDI] (2006): Fermentation of organic materials – Characteristics of the substrate, sampling,
collection of material data, fermentation tests [Fermentación de materiales orgánicos - Características del sustrato, muestreo,
recolección de datos sobre materiales, pruebas de fermentación]. VDI 4630, abril 2006, Beuth Verlag GmbH
Act Promoting Closed Substance Cycle Waste Management and Ensuring Environmentally Compatible Waste Disposal
(Product Recycling and Waste Management Act; Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz – KrW - / AbfG), 1994/2009, Article
3 Definition of terms [Ley que promueve el manejo de ciclo cerrado de residuos de sustancias y asegura la disposición de
residuos compatible con el medio ambiente (Ley de Manejo de Residuos y Reciclaje de Productos; Kreislaufwirtschafts- und
Abfallgesetz – KrW - / AbfG), 1994/2009, Artículo 3 Definición de términos] http://bundesrecht.juris.de/bundesrecht/krw_abfg/gesamt.pdf, último acceso: 9 de agosto de 2010
Madigan, Michael T.; Martinko, John M.; Parker, Jack: Biology of microorganisms [Biología de microorganismos]. Novena
edición. Upper Saddle River, N.J. [inter alia], Prentice-Hall, 2000, ISBN 0-13-085264-3
Bundesverband der Landwirtschaftlichen Berufsgenossenschaften (ed.): Technische Information 4 - Sicherheitsregeln für
Biogasanlagen, http://www.lsv.de/fob/66dokumente/info0095.pdf; as at 10/2008
Bavarian State Ministry of the Environment and Public Health [Ministerio del Medio Ambiente y de la Salud Pública del
Estado de Bavaria] (ed.): Umweltlexikon. http://www.stmug.bayern.de/
service/lexikon/index_n.htm, último acceso: 9 de agosto de 2010
Schulz, H. and Eder, B. (2006): Biogas-Praxis. Grundlagen, Planung, Anlagenbau, Beispiele, Wirtschaftlichkeit. Tercera
edición completamente revisada y aumentada, ökobuch Verlag, Staufen bei Freiburg, ISBN 978-3-936896-13-8
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR) (ed.): Basiswissen Bioenergie - Definitionen der Energiebegriffe. De
Leitfaden Bioenergie, publicado por FNR, Gülzow 2000,
http://www.bio-energie.de/allgemeines/basiswissen/definitionen-der-energiebegriffe/
Último acceso: 9 de agosto de 2010
KATALYSE Institut für angewandte Umweltforschung e. V. (ed.): Umweltlexikon-Online.
http://www.umweltlexikon-online.de/RUBhome/index.php, último acceso: 9 de agosto de 2010
Umweltbundesamt GmbH (Environment Agency Austria) (ed.): Siloxano
http://www.umweltbundesamt.at/umweltinformation/schadstoff/silox/?&tempL=,
Último acceso: 9 de agosto de 2010
243
1
Lista de
abreviaciones
ASUE
EEG
el
Ensilaje de
WCC
Fe
FM
FNR
ATP
Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und
umweltfreundlichen Energieverbrauch
e. V. (Asociación para el Uso de la Energía
Eficiente y Amigable para el Medio
Ambiente)
Institut für Agrartechnik Bornim e.V.
(Instituto Leibniz para la Ingeniería
Agrícola Potsdam-Bornim)
adenosín trifosfato
hierro
masa fresca
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe
e. V.
BGP
BImSchG
BioAbfV
planta de biogás
Ley de Control de la Contaminación
Ordenanza sobre Bio-residuos
g
GEM
GHG
gramo
mazorca de maíz molida
gas de efecto invernadero (GEI)
C
C:N
CA
CCM
CF
CH4
CHP
CL
Co
CO2
COD
CP
CP
carbono
ratio de carbono a hidrógeno
ceniza cruda
mezcla de mazorca de maíz
fibra cruda
metano
unidad de calor y energía combinados
lípidos crudos
cobalto
dióxido de carbono
demanda de oxígeno químico
producción de cultivos
proteína cruda
H2S
ha
HRT
sulfuro de hidrógeno
hectárea
tiempo de retención hidráulica
incl.
incluso
K
KTBL
Kelvin
Kuratorium für Technik und Bauwesen in
der Landwirtschaft e. V. (Asociación para
la Tecnologia y Estructuras en la
Agricultura)
l
litro
d
DBFZ
día
Deutsches Biomasseforschungszentrum
gGmbH
vacas lecheras
coeficiente de digestibilidad
digestión seca
materia seca
Deutsche Vereinigung des Gas- und
Wasserfaches e. V. (Asociación Técnica y
Científica Alemana para el Gas y el Agua)
M
MFE
Mg
Mn
Mo
planta modelo
equivalente a fertilizante mineral
magnesio
manganeso
molibdeno
N
n.s.
NADP
nitrógeno
no especificado
fosfato de nicotidamida adenina
dinucleótido
abreviación alemana de nachwachsender
Rohstoff; aproximadamente equivalente a
cultivos energéticos en el contexto de este
documento
ATB
DC
DC
DD
DM
DVGW
NawaRo
244
Ley de Fuentes de Energía Renovable
eléctrico
ensilaje de cereal de cultivo completo
NFE
NH3
NH4
Ni
extracto libre de nitrógeno
amoníaco
amonio
níquel
TA
th o therm.
TS
Technische Anleitung (Instrucciones
Técnicas)
térmico
sólidos totales
O
OLR
oxígeno
tasa de carga orgánica
UE
Unión Europea
VOB
vol.
VS
vTI
Vergabe- und Vertragsordnung für
volumen
sólidos volátiles
Instituto Johann Heinrich von Thünen
W
WEL
tungsteno
límite de exposición en el lugar de trabajo
(anteriormente valor MAC)
P
ppm
fósforo
partes por millón
rpm
revoluciones por minuto
S
Se
sulfuro
selenio
2
245
Direcciones
de Instituciones
3
University of Natural Resources and Life Sciences,
Vienna (BOKU)
Department of Sustainable Agricultural Systems
Peter-Jordan-Str. 82
1190 Viena
Austria
Internet: www.boku.ac.at
Institute for Agricultural Technology and Biosystems
Engineering
Bundesallee 50
38116 Braunschweig
Alemania
Internet: www.vti.bund.de
Deutsches BiomasseForschungsZentrum gGmbH
(DBFZ)
Bereich Biochemische Konversion (BK)
Torgauer Strasse 116
04347 Leipzig
Alemania
Internet: www.dbfz.de
Bayrische Landesanstalt für Landtechnik (LfL)
Institut für Ländliche Strukturentwicklung,
Betriebswirtschaft und Agrarinformatik
Menzingerstrasse 54
80638 Múnich
Alemania
Internet: www.lfl.bayern.de
Kuratorium für Technik und Bauwesen in der
Landwirtschaft (KTBL)
Bartningstr. 49
64289 Darmstadt
Alemania
Internet: www.ktbl.de
PARTA Buchstelle für Landwirtschaft und Gartenbau
GmbH
Rochusstrasse 18
53123 Bonn
Alemania
Internet: www.parta.de
Thüringer Landesanstalt für Landwirtschaft (TLL)
Naumburger Str. 98
07743 Jena
Alemania
Internet: www.thueringen.de/de/tll
Rechtsanwaltskanzlei Schnutenhaus & Kollegen
Reinhardtstr. 29 B
10117 Berlín
Alemania
Internet: www.schnutenhaus-kollegen.de
246
biogasportal.info
Editor
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR)
OT Gülzow • Hofplatz 1
18276 Gülzow-Prüzen
Alemania
Tel.: +49 38 43 / 69 30 - 0
Fax: +49 38 43 / 69 30 - 102
[email protected] • www.fnr.de
Con el apoyo del Ministerio Federal de Alimentación, Agricultura y
Protección al Consumidor en base a una decisión del Parlamento
de la República Federal Alemana.
No. de pedido 632
FNR 2013
GUÍA SOBRE EL BIOGÁS DESDE LA PRODUCCIÓN HASTA EL USO

Guía sobre el Biogás - desde la producción

Transcripción

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